EEFF ENAP Borrador VF con infome auditores

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS POR EL PERÍODO TERMINADO AL 30 JUNIO DE 2020

EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO

2020

INFORME DE REVISION DEL AUDITOR INDEPENDIENTE

Al señor Presidente

y Directores de Empresa Nacional del Petróleo

Hemos revisado los estados financieros consolidados intermedios de Empresa Nacional del Petróleo y

Filiales, que comprenden el estado de situación financiera consolidado intermedio al 30 de junio de

2020, los estados consolidados intermedios de resultados integrales por los períodos de seis y tres

meses terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, los estados consolidados intermedios de cambios en

el patrimonio y de flujos de efectivo por el período de seis meses terminado en esas fechas, y sus

correspondientes notas a los estados financieros consolidados intermedios.

Responsabilidad de la Administración por los estados financieros consolidados intermedios

La Administración es responsable por la preparación y presentación razonable de los estados

financieros consolidados intermedios de acuerdo con NIC 34, “Información Financiera Intermedia”,

incorporada en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el

International Accounting Standards Board (“IASB”). Esta responsabilidad incluye el diseño,

implementación y mantención de un control interno suficiente para proporcionar una base razonable

para la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados intermedios, de

acuerdo con el marco de preparación y presentación de información financiera aplicable.

Responsabilidad del Auditor

Nuestra responsabilidad es realizar una revisión de acuerdo con Normas de Auditoría Generalmente

Aceptadas en Chile aplicables a revisiones de estados financieros intermedios. Una revisión de los

estados financieros intermedios consiste principalmente en aplicar procedimientos analíticos y efectuar

indagaciones a las personas responsables de los asuntos contables y financieros. Es substancialmente

menor en alcance que una auditoría efectuada de acuerdo con Normas de Auditoría Generalmente

Aceptadas en Chile, cuyo objetivo es la expresión de una opinión sobre los estados financieros. Por lo

tanto, no expresamos tal tipo de opinión.

Conclusión

Basados en nuestra revisión, no tenemos conocimiento de cualquier modificación significativa que

debiera hacerse a los estados financieros consolidados intermedios, mencionados en el primer párrafo,

para que estén de acuerdo con NIC 34, “Información Financiera Intermedia”, incorporada en las

Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el International Accounting

Standards Board (“IASB”).

Deloitte

Auditores y Consultores Limitada

Rosario Norte 407

Rut: 80.276.200-3

Las Condes, Santiago

Chile

Fono: (56) 227 297 000

Fax: (56) 223 749 177

[email protected]

www.deloitte.cl

Deloitte® se refiere a Deloitte Touche Tohmatsu Limited una compañía privada limitada por garantía, de Reino Unido, y a su red de firmas miembro, cada una de las cuales es una entidad legal separada e independiente. Por favor, vea en www.deloitte.com/cl/acercade la descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus firmas miembro.

Deloitte Touche Tohmatsu Limited es una compañía privada limitada por garantía constituida en Inglaterra & Gales bajo el número 07271800, y su domicilio registrado: Hill House, 1 Little New Street, London, EC4A 3TR, Reino Unido.

Otros asuntos en relación con el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de

2019

Con fecha 30 de marzo de 2020, emitimos una opinión sin modificaciones sobre los estados financieros

consolidados al 31 de diciembre de 2019 y 2018, en los cuales se incluye el estado de situación

financiera consolidado al 31 de diciembre de 2019, que se presenta en los estados financieros

consolidados intermedios adjuntos, además de sus correspondientes notas.

Agosto 25, 2020

Santiago, Chile

Patricia Zuanic C.

RUT: 9.563.048-0

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS INTERMEDIOS

AL 30 DE JUNIO DE 2020 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2019

(En miles de dólares - MUS$)

ACTIVOS Nota 30.06.2020 31.12.2019(no auditado)

N° MUS$ MUS$

Activos corrientes

Efectivo y equivalentes al efectivo 6 289.585 131.767

Otros activos financieros, corrientes 7 6.461 -

Otros activos no financieros, corrientes 8 34.881 18.082

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes 9 431.941 676.349

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 10 87.301 49.577

Inventarios corrientes 11 711.005 845.287

Activos por impuestos, corrientes 12 73.263 89.832

Total activos corrientes 1.634.437 1.810.894

Activos no corrientes

Otros activos financieros, no corrientes 7 12.569 13.772

Otros activos no financieros, no corrientes 8 34.111 34.402

Cuentas por cobrar, no corrientes 9 8.396 9.683

Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 13 137.556 131.750

Activos intangibles distintos de la plusvalía 4.537 4.554

Propiedades, planta y equipo 14 2.990.957 3.083.088

Derechos de uso 15 174.936 133.151

Propiedad de inversión 19 7.142 7.189

Activos por impuestos diferidos 12 1.381.027 1.283.359

Total activos no corrientes 4.751.231 4.700.948

TOTAL ACTIVOS 6.385.668 6.511.842

Las notas adjuntas forman parte integral de estos estados financieros consolidados intermedios.

ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADOS INTERMEDIOSAL 30 DE JUNIO DE 2020 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2019(En miles de dólares - MUS$)

PATRIMONIO Y PASIVOS Nota 30.06.2020 31.12.2019(No auditado)

N° MUS$ MUS$Pasivos corrientes Otros pasivos financieros, corrientes 20 913.724 763.812 Pasivos por arrendamientos, corrientes 15 40.325 22.502 Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 21 444.733 608.427 Cuentas por pagar a entidades relacionadas, corrientes 10 40.547 3.063 Otras provisiones a corto plazo 22 2.446 2.447 Pasivos por impuestos, corrientes 12 87.012 95.618 Provisiones corrientes por beneficios a los empleados 23 47.615 81.008

Total pasivos corrientes 1.576.402 1.576.877

Pasivos no corrientesOtros pasivos financieros, no corrientes 20 3.521.091 3.527.471 Pasivos por arrendamientos, no corrientes 15 160.085 136.233 Otras cuentas por pagar, no corrientes 21 4.705 4.994 Otras provisiones a largo plazo 22 147.601 143.461 Pasivos por impuestos diferidos 12 12.622 11.965 Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados 23 57.077 60.335 Otros pasivos no financieros, no corrientes 9.962 10.080

Total pasivos no corrientes 3.913.143 3.894.539

Total pasivos 5.489.545 5.471.416

PatrimonioCapital emitido 24 1.632.332 1.632.332 Otras reservas 24 (91.721) (79.245) Pérdidas Acumuladas 24 (647.367) (515.164)

Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora 893.244 1.037.923 Participaciones no controladoras 25 2.879 2.503

Patrimonio total 896.123 1.040.426

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVOS 6.385.668 6.511.842


ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR FUNCION INTERMEDIOSPOR LOS PERÍODOS DE SEIS Y TRES MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2020 Y 2019(En miles de dólares - MUS$)

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.2019Nota 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

(No auditado) (No auditado) (No auditado) (No auditado)

N° MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Ingresos de actividades ordinarias 27 2.508.641 3.912.292 747.274 1.997.634 Costos de ventas 28 (2.500.605) (3.672.200) (765.420) (1.875.741)

Ganancia bruta 8.036 240.092 (18.146) 121.893

Otros ingresos 11.254 13.072 7.642 8.517 Costos de distribución 29 (85.628) (108.403) (38.675) (55.101) Gastos de administración (34.780) (42.763) (16.344) (20.906) Otros gastos, por función 30 (8.919) (17.725) (4.844) (5.610)

(Pérdida) ganancia de actividades operacionales (110.037) 84.273 (70.367) 48.793

Otras ganancias - 244 - - Ingresos financieros 1.366 1.761 806 1.200 Costos financieros 31 (115.674) (122.283) (58.729) (60.968) Participación en las ganancias de asociadas que se contabilicen utilizando el método de la participación

13 9.729 9.750 4.134 5.747

Diferencias de cambio 33 21.331 23.291 1.880 (553)

(Pérdida) ganancia antes de impuestos (193.285) (2.964) (122.276) (5.781)

Beneficio por impuesto a las ganancias 12 63.617 21.276 26.788 10.432

(Pérdida) ganancia del período (129.668) 18.312 (95.488) 4.651

Ganancia (pérdida), atribuible a:(Pérdida) ganancia, atribuible a los propietarios de la controladora (129.724) 18.330 (95.540) 4.568Ganancia (pérdida), atribuible a participaciones no controladoras 25 56 (18) 52 83



ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS INTERMEDIOS

POR LOS PERÍODOS DE SEIS Y TRES MESES TERMINADOS AL 30 DE JUNIO DE 2020 Y 2019

(En miles de dólares - MUS$)

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.2019

30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019(No auditado) (No auditado) (No auditado) (No auditado)

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$


Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del año antes de impuestos Componentes de otro resultado integral que no se reclasificarán al resultado del año antes de impuestos Ganancias (pérdidas) actuariales por planes de beneficios definidos 88 16 88 (1)

Total otro resultado integral que no se reclasificará al resultado del año, antes de impuestos88 16 88 (1)

Componentes de otro resultado integral que se reclasificarán al resultado del año, antes de impuestos Diferencias de cambio por conversión Ganancias (pérdidas) ganancias por diferencias de cambio de conversión, antes de impuestos (2.057) 333 (829) 100

Coberturas de flujo de efectivo

(Pérdidas) ganancias por coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos (9.893) (3.048) 10.937 7.845

Ajustes de reclasificación en coberturas de flujos de efectivo, antes de impuestos (17.737) 4.788 (6.001) (3.715)

Otro resultado integral, antes de impuestos, coberturas del flujo de efectivo (27.630) 1.740 4.936 4.130

Total otro resultado integral que se reclasificará al resultado de año, antes de impuestos (29.687) 2.073 4.107 4.230

Impuestos a las ganancias relativos a componentes de otro resultado integral que se reclasificará al resultado del año

Impuesto a las ganancias relacionado con coberturas de flujos de efectivo 15.904 (876) (606) (446)

Otro resultado integral(13.695) 1.213 3.589 3.783

Resultado integral total (143.363) 19.525 (91.899) 8.434

Resultado integral atribuible a los propietarios de la controladora (143.419) 19.543 (91.951) 8.351

Resultado integral atribuible a participaciones no controladoras 56 (18) 52 83

Resultado integral total (143.363) 19.525 (91.899) 8.434


Reservas

Reservas por actuariales en Patrimonio neto

diferencia de Reservas de planes de Otras (Pérdidas) atribuible a los Capital cambio por coberturas de beneficios reservas Total ganancias propietarios de Participaciones Patrimonio

emitido conversión flujo de caja definidos varias reservas acumuladas la controladora no controladora total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo Inicial 01.01.2020 1.632.332 (80.098) 5.660 (9.226) 4.419 (79.245) (515.164) 1.037.923 2.503 1.040.426

Cambios en patrimonioResultado Integral

Ganancia (pérdida) - - - - - - (129.724) (129.724) 56 (129.668) Otro resultado integral - (2.057) (11.726) 88 - (13.695) - (13.695) - (13.695) Resultado integral - (2.057) (11.726) 88 - (13.695) (129.724) (143.419) 56 (143.363)

Incremento (disminución) por transferencias y otros cambios, patrimonio - - - - 1.219 1.219 (2.479) (1.260) 320 (940)Total de cambios en patrimonio - (2.057) (11.726) 88 1.219 (12.476) (132.203) (144.679) 376 (144.303)

Saldo Final 30.06.2020 1.632.332 (82.155) (6.066) (9.138) 5.638 (91.721) (647.367) 893.244 2.879 896.123

Saldo Inicial 01.01.2019 1.632.332 (78.696) 4.245 (9.667) 1.822 (82.296) (519.514) 1.030.522 292 1.030.814Cambios en patrimonio

Resultado Integral:

Ganancia (pérdida) - - - - - - 18.330 18.330 (18) 18.312 Otro resultado integral - 333 864 16 - 1.213 - 1.213 - 1.213 Resultado integral - 333 864 16 - 1.213 18.330 19.543 (18) 19.525

Emisión de patrimonio - - - - (Disminución) incremento por transferencias y otros cambios, patrimonio - - - - 1.299 1.299 (2.120) (821) 1.912 1.091

Total de cambios en patrimonio - 333 864 16 1.299 2.512 16.210 18.722 1.894 20.616

Saldo Final 30.06.2019 1.632.332 (78.363) 5.109 (9.651) 3.121 (79.784) (503.304) 1.049.244 2.186 1.051.430


Cambios en otras reservas

ENAP Y FILIALES NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS ________________________________________________________________________________________________________

Índice Página

1. Información general 1 2. Descripción del negocio 1 3. Resumen de principales políticas contables aplicadas 2 4. Gestión de riesgos financieros y definición de coberturas 22 5. Estimaciones y juicios contables críticos 26 6. Efectivo y equivalentes al efectivo 27 7. Otros activos financieros corrientes y no corrientes 28 8. Otros activos no financieros corrientes y no corrientes 29 9. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar 29 10. Saldos y transacciones con entidades relacionadas 31 11. Inventarios 33 12. Impuestos corrientes, diferidos y beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias 33 13. Inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación 36 14. Propiedades, planta y equipo 38 15. Derechos de uso y obligaciones por arrendamiento 41 16. Pérdidas por deterioro y provisiones 43 17. Participaciones en operaciones conjuntas 44 18. Otros negocios 49 19. Propiedades de inversión 51 20. Pasivos financieros 51 21. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 60 22. Otras provisiones 61 23. Provisiones por beneficios a los empleados 62 24. Patrimonio 65 25. Participación no controladora 67 26. Segmentos de negocio 68 27. Ingresos de actividades ordinarias 71 28. Costos de ventas 71 29. Costos de distribución 72 30. Otros gastos, por función 72 31. Costos financieros 73 32. Gastos del personal 73 33. Diferencias de cambio 74 34. Moneda extranjera 74 35. Información sobre medio ambiente 75 36. Juicios y compromisos comerciales 76 37. Garantías comprometidas con terceros 79 38. Ámbito de consolidación 80 39. Hechos posteriores 81


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1. INFORMACIÓN GENERAL

presentes estados financieros consolidados intermedios (en adelante ENAP es una empresa 100% propiedad del Estado de Chile, creada por Ley 9.618 de fecha 19 de septiembre de 1950 y los domicilios de la Empresa son Avenida Apoquindo 2929 Piso 5, Las Condes, en Santiago y José Nogueira 1101, en Punta Arenas. Con fecha 4 de octubre de 2002, la Empresa fue inscrita en el Registro de Valores de la Comisión para el Mercado Financiero, bajo el Nº 783. De acuerdo a lo anterior, la Empresa se encuentra sujeta a las normas y a la fiscalización de la citada Comisión. ENAP tiene por objeto social la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, también puede participar en sociedades con actividades relacionadas a la energía geotérmica y a la producción, transporte y comercialización de energía y potencia eléctrica. Con fecha 1 de diciembre de 2017, se modificó el Gobierno Corporativo de ENAP, la Ley 21.025 le otorga un sistema de gobernanza a la Empresa, estableciendo con claridad los roles de decisión, supervisión y ejecución de las decisiones de la misma. De esta manera, se reduce el número de directores de 8 a 7, y se recoge el primer elemento de recomendación de la OCDE, que significa la exclusión del Ministro de Energía de su integración y la fijación de un modelo profesional y sin representación de gremios. Asimismo, la Ley establece la necesidad de contar con plan quinquenal de negocios y desarrollo, que es elaborado y preparado por los organismos de dirección y ejecución, para ser presentado a la junta de accionistas. Este deberá ser actualizado anualmente. Los efectos financieros relacionados con el brote de COVID-19, corresponden a menores niveles producción y niveles de ventas lo cual ha afectado los márgenes de comercialización, junto con una mayor necesidad de capital de trabajo, como consecuencia de las mayores importaciones de productos refinados versus importaciones de crudo. Enap ha adoptado las siguientes medidas para mitigar los efectos financieros y/o operacionales, se consideran las siguientes: - Ejecución de planes operativos que permiten la continuidad operacional y operación segura de las refinerías y plantas, incluso contando con dotaciones mínimas de trabajadores. - Reforzamiento de la cadena logística y de distribución de combustibles, mediante la coordinación permanente con las compañías distribuidoras y el Ministerio de Energía. - Se han efectuado todos los esfuerzos tendientes a mantener una adecuada operación de oleoductos, terminales marítimos y patios de carga, solicitando apoyo de la autoridad cuando ha sido necesario. Los estados financieros consolidados intermedios de la Empresa correspondientes al 30 de junio de 2020 y por el año terminado el 31 de diciembre de 2019 fueron aprobados por su Honorable Directorio en sesión ordinaria celebrada con fecha 25 de agosto de 2020. 2. DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO

La actividad principal de ENAP, de acuerdo con la Ley 9.618 y sus modificaciones posteriores, es la exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, actividad que está facultada para desarrollar dentro y fuera del territorio nacional; también, puede participar en sociedades con actividades relacionadas a la energía geotérmica y a la producción, transporte y comercialización de energía y potencia eléctrica. Sus filiales principales son: - Enap Refinerías S.A., la cual comenzó a operar oficialmente el 1 de enero de 2004, cuyo domicilio social es Avenida Borgoño 25.777 Comuna de Concón - Quinta Región. Enap Refinerías S.A., nace de la fusión entre Petrox S.A., Refinería de Petróleo y Refinería de Petróleo de Concón S.A. (RPC), mediante la incorporación de esta última a la primera. El giro comercial de Enap Refinerías S.A. es la importación, elaboración, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos y sus derivados y todas las demás actividades que directa o indirectamente se relacionan con las aquí mencionadas y con las que en forma detallada se expresan en el artículo tercero del estatuto social vigente.


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- Enap Sipetrol S.A., realiza fuera del territorio nacional una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos. Enap Sipetrol S.A. posee una sucursal en Ecuador, y filiales en Argentina, Ecuador, Uruguay, además de sus operaciones conjuntas. Por medio de la filial en Uruguay participa en actividades de producción, mediante operaciones conjuntas en Egipto. Las filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. son sociedades anónimas cerradas, inscritas voluntariamente en el Registro Especial de Entidades Informantes de la Comisión para el Mercado Financiero, bajo los números 95 y 187 respectivamente, las cuales son reguladas por la Norma de Carácter General N° 364. Nuestro negocio está organizado en tres líneas d

3. RESUMEN DE PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES APLICADAS 3.1 Principios contables Los presentes estados financieros consolidados intermedios, se presentan en miles de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica (MUS$) y se han preparado a partir de los registros de contabilidad mantenidos por ENAP y filiales. Los estados financieros consolidados intermedios de la Empresa por el período terminado al 30 de junio de 2020 han sido preparados de acuerdo con las

La preparación de los presentes estados financieros consolidados intermedios requiere el uso de estimaciones y supuestos por parte de la Administración del Grupo ENAP. Estas estimaciones están basadas en el mejor saber de la administración sobre los montosreportados, eventos o acciones. El detalle de las estimaciones y juicios contables críticos se detallan en la Nota 5. A continuación, se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de estos estados financieros consolidadosintermedios, estas políticas han sido definidas en función de las NIIF vigentes al 30 de junio de 2020 y han sido aplicadas de manera uniforme a los ejercicios comparativos que se presentan en estos estados financieros consolidados intermedios. a. Bases de preparación Los presentes estados financieros consolidados intermedios del Grupo ENAP comprenden el estado de situación financiera consolidado al 30 de junio de 2020 y el 31 de diciembre de 2019, el estado de resultados integrales, el estado de cambios en el patrimonio y el estado de flujos de efectivo por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019. Los presentes estados financieros consolidados intermedios reflejan fielmente la situación financiera de Grupo ENAP y sus filiales al 30 de junio de 2020 y 2019, y los resultados de las operaciones, los cambios en el patrimonio neto y los flujos de efectivo por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019. Estos estados financieros consolidados intermedios han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto los instrumentos financieros que son medidos a valor razonable, efectivo y los activos adquiridos a través de combinación de negocios, como seexplica en las políticas contables descritas a continuación. El costo histórico, generalmente se basa en el valor razonable de la consideración entregada en un intercambio de activos. b. Bases de consolidación Los presentes estados financieros consolidados intermedios del Grupo ENAP incluyen los activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de caja de ENAP y de las entidades controladas por ENAP, después de eliminar las transacciones entre empresas relacionadas. Los estados financieros de las filiales tienen moneda funcional y moneda de presentación dólares de los Estados Unidos de Norteamérica.


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i) filiales Las filiales, son aquellas sociedades controladas por ENAP, directa o indirectamente. El control se ejerce si, y sólo si, están presente los siguientes elementos: i) poder sobre la filial, ii) exposición, o derecho, a rendimientos variables de estas sociedades, y iii) capacidad de utilizar poder para influir en el monto de estos rendimientos. El Grupo reevaluará si tiene o no control en una sociedad filial si los hechos y circunstancias indican que ha habido cambios en uno o más de los tres elementos de control mencionados anteriormente. Las filiales se consolidan a partir de la fecha en que ENAP obtiene control sobre la filial, y cesa cuando ENAP pierde control en la misma. Por lo tanto, los ingresos y gastos de una filial son incluidos en los estados de resultados consolidados desde la fecha que la Empresa obtuvo control de la filial hasta la fecha en que cesa este control. Utilidades o pérdidas y cada componente de otro resultado integral son atribuidos a los propietarios de la Empresa y a las participaciones no controladoras. El resultado integral total en filiales es atribuido a los propietarios de la Empresa y a las participaciones no controladoras aún si estos resultados en las participaciones no controladoras presentan pérdidas. Cuando es necesario para asegurar su uniformidad con las políticas contables adoptadas, se modifican las políticas contables de las filiales. Los saldos de activos, pasivos, patrimonio, ingresos y gastos y flujos de efectivo relativas a transacciones entre las empresasconsolidadas se han eliminado en su totalidad, en el proceso de consolidación. En el siguiente cuadro, se detallan las sociedades filiales directas e indirectas, que han sido consolidadas por ENAP.

Cambios durante el período 2020: Durante el primer semestre de 2020 no hay cambios en el ámbito de consolidación que informar. Cambios durante el ejercicio 2019: Petropower Energía Ltda. Con fecha 30 de agosto de 2019, ENAP vende, cede y transfiere a Enap Refinerías S.A. el 7,5% de los derechos sociales en la sociedad Petropower Energía Ltda., Mediante esta cesión, la totalidad de los derechos sociales de dicha sociedad se reúnen en dominio de ERSA, produciéndose de pleno derecho la disolución anticipada de la sociedad Petropower Energía Ltda. ii) Operación conjunta: Una operación conjunta es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derechos a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Esas partes se denominan operadores conjuntos.

Sociedad Domicilio Relación con matriz

30.06.2020 31.12.2019

Enap Refinerías S.A. Chile Filial directa 99,98% 99,98%Enap Sipetrol S.A. Chile Filial directa 100,00% 100,00%Gas de Chile S.A. Chile Filial directa 100,00% 100,00%Enap Sipetrol Argentina S.A. Argentina Filial indirecta 100,00% 100,00%Petro Servicios Corp. S.A. Argentina Filial indirecta 100,00% 100,00%Sipetrol International S.A. Uruguay Filial indirecta 100,00% 100,00%EOP Operaciones Petroleras S.A. Ecuador Filial indirecta 100,00% 100,00%Energía Concón S.A. Chile Filial indirecta 100,00% 100,00%Vientos Patagónicos SpA. Chile Filial directa 66,00% 66,00%

participación accionaria


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Un operador conjunto reconocerá en relación con su participación en una operación conjunta: (i) Sus activos, incluyendo su participación en los activos mantenidos conjuntamente; (ii) Sus pasivos, incluyendo su participación en los pasivos incurridos conjuntamente; (iii) Sus ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta de su participación en el producto que surge de la operación

conjunta; (iv) Su participación en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de la venta del producto que realiza la operación

conjunta; y (v) Sus gastos, incluyendo su participación en los gastos incurridos conjuntamente. Ver detalle en Nota 17 c. Combinación de negocios - La consolidación de las operaciones de la matriz y de las sociedades filiales, se ha efectuado siguiendo los siguientes principios básicos: En la fecha de toma de control, los activos adquiridos y los pasivos asumidos de la sociedad filial son registrados a valor razonable, excepto para ciertos activos y pasivos que se registran siguiendo los principios de valoración establecidos en otras NIIF. En el caso de que exista una diferencia positiva, entre el valor razonable de la contraprestación transferida más el importe de cualquier participación no controladora y el valor razonable de los activos y pasivos de la filial, incluyendo pasivos contingentes, correspondientes a la participación de la matriz, esta diferencia es registrada como plusvalía. En el caso de que la diferencia sea negativa la ganancia resultante, se registra con abono a resultados, después de reevaluar si se han identificado correctamente todos los activos adquiridos y pasivos asumidos y revisar los procedimientos utilizados para medir estos montos. Para cada combinación de negocios, el Grupo elige si valora las participaciones no controladoras de la adquirida al valor razonable o por la parte proporcional de los activos netos identificables de la adquirida. Si no es posible determinar el valor razonable de todos los activos adquiridos y pasivos asumidos en la fecha de adquisición, el grupo informará los valores provisionales registrados. Durante el período de medición, un año a partir de la fecha de adquisición, se ajustarán retroactivamente los importes provisionales reconocidos y también se reconocerán activos o pasivos adicionales, para reflejar nueva información obtenida sobre hechos y circunstancias que existían en la fecha de adquisición, pero que no eran conocidos por la Administración en dicho momento. El valor de la participación de los accionistas no controladores en el patrimonio y en los resultados integrales de las sociedades

a

d. Moneda funcional - La moneda funcional y de presentación del Grupo ENAP es el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. Las transacciones distintas a las que se realizan en la moneda funcional de la entidad se han convertido a la tasa de cambio vigente a la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios expresados en monedas distintas a la funcional se han convertido a las tasas de cambio de cierre. El patrimonio neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición o aportación. Las ganancias y pérdidas por laconversión se han incluido en las utilidades o pérdidas netas del período dentro de otras partidas financieras. e. Bases de conversión - Los activos y pasivos en pesos chilenos, en unidades de fomento y otras monedas, han sido traducidos a dólares a los tipos de cambio vigentes a la fecha de los presentes estados financieros intermedios, de acuerdo con el siguiente detalle:


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f. Compensación de saldos y transacciones - Como norma general en los estados financieros no se compensan los activos y pasivos, ni los ingresos y gastos, salvo en aquellos casos en que la compensación sea requerida o esté permitida por alguna norma y esta presentación sea el reflejo del fondo de la transacción. Los ingresos o gastos con origen en transacciones que, contractualmente o por imperativo de una norma legal, contemplan la posibilidad de compensación y se tiene la intención de liquidar por su importe neto o de realizar el activo y proceder al pago del pasivo de forma simultánea, se presentan netos en resultados integrales y estado consolidado de situación financiera. A nivel de saldos en el estado de situación financiera, se han realizado las siguientes compensaciones de partidas: Los activos y pasivos por impuestos corrientes se presentan netos a nivel de subsidiaria, cuando ésta tiene derecho legalmente

aplicable para compensar activos corrientes tributarios con pasivos corrientes tributarios, cuando los mismos se relacionen con impuestos girados por la misma autoridad tributaria, y ésta permita a la entidad liquidar o recibir un solo pago neto. Por lo mismo, se compensan los activos y pasivos por impuestos diferidos si, y solo si, se relacionan con impuestos a la rentacorrespondientes a la misma administración tributaria, siempre y cuando la entidad tenga el derecho legalmente aplicable de compensar los activos por impuestos corrientes, con los pasivos por impuestos corrientes.

En el caso de los instrumentos derivados de cobertura de valor razonable se presentan netos cuando (i) sus respectivos contratos establecen intercambio por compensación de diferencias, al momento de liquidar la operación (ii) la intención de la administración es netear estas liquidaciones.

g. Moneda extranjera - Las transacciones en una divisa distinta de la moneda funcional se consideran tran

a mes los saldos vigentes se valorizan al tipo de cambio de cierre mensual. h. Propiedades, planta y equipo - Los bienes de propiedades, planta y equipo son presentados al costo, excluyendo los costos de mantención periódica, menos depreciación acumulada, menos pérdidas por deterioro de valor. El costo de los elementos de propiedades planta y equipo comprende su precio de adquisición más todos los costos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento según lo previsto por la gerencia y la estimación inicial de cualquier costo de desmantelamiento y retiro del elemento o de rehabilitación del emplazamiento físico donde se asienta. Los costos por intereses del financiamiento, atribuibles a la adquisición o construcción de activos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso, se consideran como costo de los elementos de propiedades, planta y equipo. Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento se imputan a resultados del período en que se producen. Cabe señalar, que algunos elementos de propiedades, planta y equipo del Grupo ENAP requieren revisiones periódicas (mantenciones mayores). En este sentido, los elementos objeto de sustitución son reconocidos separadamente del resto del activo y con un nivel de desagregación que permita depreciarlos en el período que medie entre la actual y hasta la siguiente reparación. Equipos y repuestos de reserva (stand - by), se reconocen de acuerdo a NIC 16 y se deprecian en la vida útil estimada de los activos relacionados.

30.06.2020 31.12.2019

US$ US$

Pesos Chilenos 821,23 748,74

Pesos Argentinos 70,45 59,83

Libra Egipcia 16,12 15,98

Unidad de Fomento 0,03 0,03

EURO 0,89 0,89


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Los repuestos de capital se reconocen de acuerdo con NIC 16 y se deprecian a partir de la fecha de utilización, en una vida útil estimada entre 36 a 60 meses. Siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, se compara el valor recuperable de los mismos con su valor libro. Cualquier registro o reverso de una pérdida de valor, que surja como consecuencia de esta comparación, se registra con cargo o abono a resultados según corresponda. i. Exploración y producción de hidrocarburos - Las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos se registran de

Los desembolsos de exploración y producción de hidrocarburos se registran de acuerdo con el método de esfuerzos exitosos (successful-efforts). El tratamiento contable de los diferentes costos incurridos bajo este método es el siguiente. i) Los costos originados en la adquisición de nuevos derechos o participaciones en áreas con reservas probadas y no probadas se

capitalizan en el rubro Propiedades, planta y equipo, ii) Los costos originados en la adquisición de participaciones en áreas de exploración se capitalizan a su precio de compra y en caso

de que no se encuentren reservas, estos valores previamente capitalizados, son registrados como gasto en resultados. iii) Los costos de exploración, anterior a la perforación, como los gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento

de las reservas no probadas y los otros costos relacionados con la exploración se cargan a resultados en el momento en que se incurren.

iv) Los costos de perforación incurridos en las campañas exploratorias, incluyendo los pozos exploratorios estratigráficos, se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo, pendientes de la determinación de si se han encontrado reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si reservas probadas no son encontradas, estos costos inicialmente capitalizados son cargados en resultados.

v) Los costos de perforación de pozos que hayan dado lugar a un descubrimiento positivo de reservas comercialmente explotables se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo.

vi) Los costos de desarrollo incurridos para extraer las reservas probadas y para tratamiento y almacenaje de petróleo y gas (incluyendo costos de perforación de pozos productivos y de pozos en desarrollo secos, plataformas, sistemas de mejora de recuperación, etc.) se capitalizan y se presentan en el rubro Propiedades, Planta y Equipo.

vii) Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos están calculados, campo por campo y se capitalizan por su valor descontado. Esta capitalización se realiza con abono al rubro provisiones no corrientes. Las inversiones capitalizadas según los criterios anteriores se amortizan de acuerdo con el siguiente método:

Las inversiones correspondientes a adquisición de reservas probadas se amortizan a lo largo de la vida comercial estimada del

yacimiento en función del método de unidad de producción, el cual considera la producción del año y las reservas probadas del campo al inicio del período de amortización.

Las inversiones relacionadas en áreas con reservas no probadas o en campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos anualmente, o antes si existiera un indicio de deterioro y de producirse un deterioro, éste se reconoce con cargo a resultados.

Los costos originados en perforaciones y las inversiones efectuadas con posterioridad para el desarrollo y extracción de las reservas de hidrocarburos se amortizan usando el método de unidades de producción.

Los cambios en las estimaciones de reservas se tienen en cuenta en el cálculo de las amortizaciones con carácter prospectivo. j. Depreciación - Los elementos de propiedades, planta y equipo, excepto aquellos relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, se deprecian siguiendo el método lineal, mediante la distribución del costo de adquisición de los activos menos el valor residual estimado entre los años de vida útil estimada de los elementos. A continuación, se presentan los rangos de vida útil para los principales elementos de propiedad, planta y equipo:


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Para aquellos elementos de Propiedades, planta y equipo relacionados con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, la amortización se calcula según el método de unidades de producción (cuotas de agotamiento). El valor residual y la vida útil de los elementos de propiedades, planta y equipo se revisan anualmente y su depreciación comienza cuando los activos están en condiciones de uso. Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y, por lo tanto, no son objetos de depreciación. El Grupo ENAP evalúa, cuando se presentan factores de indicio de deterioro, la existencia de un posible deterioro de valor de los activos de propiedades planta y equipo.

unidad generadora de efectivo mediante la metodología de descontar los flujos futuros en base a una tasa de descuento real antes de impuesto y proyecciones que consideran un horizonte de 5 años más la perpetuidad para la línea R&C y un horizonte en base a las reservas identificadas de 30 años sin perpetuidad para la línea E&P. k. Asociadas - Se consideran entidades asociadas a aquellas sobre las cuales el Grupo ENAP ejerce una influencia significativa, la cual consiste en el poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de la asociada, sin llegar a tener el control ni el control conjunto sobre dichas políticas. Para esto se realiza la evaluación considerando la influencia significativa que se ejerce a través de ENAP Refinerías S.A.. Los resultados, activos y pasivos de una asociada son incorporados en estos estados financieros utilizando el método de la participación. Bajo el método de la participación, las inversiones en asociadas son registradas inicialmente al costo en los estados financieros consolidados intermedios, y son ajustadas posteriormente en función de la porción de los resultados de la asociada que corresponde al Grupo, menos cualquier deterioro en el valor de las inversiones individuales. Cuando la participación de ENAP en las pérdidas de una asociada o negocio conjunto excede su participación en éstos, la entidad dejará de reconocer su participación en las pérdidas adicionales. La participación en una asociada o negocio conjunto será el importe en libros de la inversión en la asociada o determinado según el método de la participación, junto con cualquier participación a largo plazo que, en esencia, forme parte de la inversión neta de la entidad en la asociada. Una inversión se contabilizará utilizando el método de la participación, desde la fecha en que pasa a ser una asociada. En el momento de la adquisición de la inversión cualquier diferencia entre el costo de la inversión y la parte de la entidad en el valor razonable neto de los activos y pasivos identificables de la participada, se contabilizará como plusvalía, y se incluirá en el importe en libros de la inversión. Cuando la Empresa reduce su participación en una asociada, y continúa usando el método de la participación, los efectos que habían sido previamente reconocidos en otros resultados integrales deberán ser reclasificados a ganancia o pérdida de acuerdo con la proporción de la disminución de participación en dicha asociada.

Vida útil (años)

Edificios Entre 30 y 50Plantas de refinación y anexas Entre 10 y 30Equipos industriales Entre 10 y 18

Equipos de tecnología de la información Entre 4 y 6Instalaciones fijas y accesorios Entre 10 y 20Vehículos de motor 7Mejoras de bienes arrendados - Edificaciones Entre 5 y 10Inversiones en exploración y producción Cuota de agotamiento

Otras propiedades de planta y equipo Entre 3 y 20


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l. Deterioro de activos no financieros (no plusvalía) Antes de cierre de año, el Grupo ENAP evalúa si existe algún indicio de que estos activos hayan sufrido una pérdida por deterioro. En caso de que exista indicio de deterioro, se realiza una estimación del monto recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el monto del mimo. Cuando sobre una base consistente y razonable de asignación puede ser identificada, los activos corporativos son incluidos en una unidad generadora de efectivo independiente, en caso contrario, estos son asignados al grupo más pequeño dentro de una unidad generadora de efectivo para lo cual una base consistente y razonable de asignación debe ser identificada. El valor recuperable de un activo es el más alto entre el valor razonable menos el costo necesario para su venta y el valor en uso. Al evaluar el valor en uso, los flujos de caja futuros estimados se descuentan utilizando una tasa de interés antes de impuestos que refleja las valoraciones actuales del mercado respecto al valor temporal del dinero y los riesgos específicos para el activo para los cuales los estimados de flujo de efectivo futuros no se han ajustados. Por otro lado, el valor razonable menos los costos de vender el activo, se determina usualmente para activos operacionales en base a un modelo de caja descontado, considerando una serie de variables tales como, proyección de inversiones, proyecciones de precios. Si el monto recuperable de un activo (o UGE) es menor que el importe en libros, este último es reducido hasta su monto recuperable. Las pérdidas por deterioro se reconocen inmediatamente en resultados. Cuando en forma posterior se reversa una pérdida por deterioro, el importe en libros del activo (o UGE) es incrementado hasta una estimación revisada del monto recuperable, de tal manera que el incremento en el importe en libros no exceda el monto en libros que se hubiese determinado si nunca se hubiese reconocido una pérdida por deterioro para el activo (o UGE) en los años anteriores. El reverso de las pérdidas por deterioro se reconoce inmediatamente en resultados. m. Instrumentos financieros Los activos y pasivos financieros son reconocidos cuando el Grupo se convierte en una parte de las cláusulas contractuales del instrumento. Los activos y pasivos financieros son medidos inicialmente a valor razonable. Los costos de transacción que son directamente atribuibles a la adquisición o emisión de activos y pasivos financieros (distintos de los activos financieros y pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados) son agregados o deducidos del valor razonable de los activos financieros y pasivos financieros, según sea apropiado, en el reconocimiento inicial. Los costos de transacción directamente atribuibles a la adquisición de activos o pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados son reconocidos inmediatamente en resultados. i. Activos Financieros Todas las compras o ventas convencionales de activos financieros son reconocidas y dadas de baja en la fecha de contratación. Las compras o ventas convencionales de un activo financiero son compras o ventas bajo un contrato cuyas condiciones requieren la entrega del activo durante un ejercicio que generalmente está regulado o surge de una convención establecida en el mercado correspondiente. Todos los activos financieros reconocidos son posteriormente medidos en su totalidad, ya sea, a costo amortizado o a valor razonable, dependiendo de la clasificación de los activos financieros. Clasificación de activos financieros Los activos financieros que cumplen las siguientes condiciones son posteriormente medidos a costo amortizado: El activo financiero se conserva dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener los activos financieros para obtener

los flujos de efectivo contractuales; y Las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente

pagos del principal e intereses sobre el importe del principal pendiente.

Los activos financieros que cumplen las siguientes condiciones son posteriormente medidos a valor razonable con cambios en otro resultado integral (VRCCORI):


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El activo financiero se mantiene dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo se logra obteniendo flujos de efectivo contractuales y vendiendo activos financieros; y

Las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente pagos del principal e intereses sobre el importe del principal pendiente.

Todos los otros activos financieros que no cumplen con las condiciones anteriores son posteriormente medidos a valor razonable con cambios en resultados (VRCCR). No obstante, el Grupo puede realizar las siguientes elecciones irrevocables en el momento del reconocimiento inicial de un activo financiero: El Grupo podría irrevocablemente elegir presentar los cambios posteriores en el valor razonable en otro resultado integral para

inversiones en instrumentos de patrimonio que no califica por negociación; El Grupo podría irrevocablemente designar un activo financiero que cumple los criterios de costo amortizado o valor razonable

con cambios en otro resultado integral para medirlo a valor razonable con cambios en resultados si haciéndolo elimina o reduce significativamente una inconsistencia en medición o reconocimiento.

Costo amortizado y método del interés efectivo El método del interés efectivo es un método que se utiliza para el cálculo del costo amortizado de un activo financiero y para la distribución del ingreso por intereses a lo largo del período correspondiente. Para los instrumentos financieros distintos de aquellos activos financieros con deterioro de valor crediticio comprados u originados, la tasa de interés efectiva es la tasa que descuenta exactamente los cobros de efectivo futuros estimados (incluyendo todas las comisiones y puntos básicos de interés, pagados o recibidos por las partes del contrato, que integren la tasa de interés efectiva, los costos de transacción y cualquier otra prima o descuento) excluyendo las pérdidas crediticias esperadas, durante la vida esperada del activo financiero, o cuando sea apropiado, un período menor, con respecto al valor en libros bruto de un activo financiero en el momento de su reconocimiento inicial. Para activos financieros con deterioro de valor crediticio comprados u originados, se calcula una tasa de interés efectiva ajustada por calidad crediticia descontando los flujos de efectivo estimados, incluyendo pérdidas crediticias esperadas, al costo amortizado del activo financiero en su reconocimiento inicial. El costo amortizado de un activo financiero es el importe al que fue medido en su reconocimiento inicial un activo financiero, menos reembolsos del principal, más la amortización acumulada, utilizando el método del interés efectivo, de cualquier diferencia entre el importe inicial y el importe al vencimiento, ajustado por cualquier corrección de valor por pérdidas. Por otro lado, el valor en libros bruto de un activo financiero es el costo amortizado del activo financiero antes de ajustarlo por cualquier corrección de valor por pérdidas. El ingreso por intereses se reconoce usando el método del interés efectivo para activos financieros medidos a costo amortizado y avalor razonable con cambios en otro resultado integral. Para los instrumentos financieros distintos de aquellos activos financieros con deterioro de valor crediticio comprados u originados, el ingreso por interés se calcula aplicando la tasa de interés efectiva al valor en libros bruto de un activo financiero, excepto para activos financieros que han convertido posteriormente en activos con deterioro de valor crediticio. Para activos financieros que se convierten posteriormente en activos con deterioro de valor crediticio, el ingreso por intereses es reconocido aplicando la tasa de interés efectiva al costo amortizado del activo financiero. Si, en períodos de reporte posteriores, el riesgo de crédito del instrumento financiero con deterioro de valor crediticio mejora de manera tal que el activo financiero ya no tiene deterioro de valor crediticio, el ingreso por intereses se reconoce aplicando la tasa de interés efectiva al valor en libros bruto del activo financiero. Los ingresos por intereses se reconocen Instrumentos de patrimonio designados para ser medidos a VRCCORI En el reconocimiento inicial, el Grupo puede realizar una elección irrevocable (sobre una base de instrumento por instrumento) para designar inversiones en instrumentos de patrimonio para ser medidas a VRCCORI. La designación como VRCCORI no está


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permitida, si el instrumento de patrimonio es mantenido para negociar o si es una contraprestación contingente reconocida por una adquirente en una combinación de negocios a la que se le aplica NIIF 3. Un activo financiero es mantenido para negociar si: Se compra o se incurre en él principalmente con el objetivo de venderlo en un futuro cercano; o En su reconocimiento inicial es parte de una cartera de instrumentos financieros identificados, que el Grupo gestiona

conjuntamente y para la cual tiene evidencia de un patrón real reciente de obtención de beneficios a corto plazo; o Es un derivado (excepto por los derivados que sean un contrato de garantía financiera o hayan sido designados como un

instrumento de cobertura eficaz). Las inversiones en instrumentos de patrimonio medidas a VRCCORI son inicialmente medidas a su valor razonable más costos de transacción. Posteriormente, son medidas a su valor razonable reconociendo las pérdidas y ganancias de cambios en el valor razonable en otro resultado in

ltados al momento de vender los instrumentos de patrimonio, en su lugar, serán transferidas a resultados retenidos. El Grupo ha designado todas sus inversiones en instrumentos de patrimonio que no sean mantenidas para negociar para ser medidas a VRCCORI en la aplicación inicial de NIIF 9. Los dividendos sobre estas inversiones en instrumentos de patrimonio son reconocidos en resultados cuando el Grupo tenga derecho a recibir el dividendo, sea probable que el Grupo reciba los beneficios económicos asociados con el dividendo y el importe del dividendo puede ser medido de forma fiable, a menos que el dividendo represente claramente una recuperación de parte del costo

Instrumentos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados (VRCCR) Los activos financieros que no cumplen el criterio para ser medidos a costo amortizado o a VRCCORI son medidos a VRCR. Específicamente: Las inversiones en instrumentos de patrimonio son clasificadas para ser medidas a VRCCR, a menos que el Grupo designe un

instrumento de patrimonio que no sea mantenido para negociar o una contraprestación contingente originada en una combinación de negocios para ser medido a VRCCORI, en su reconocimiento inicial.

Los activos financieros que han sido en el momento del reconocimiento inicial designados de forma irrevocable como medido al VRCCR, si tal designación elimina o reduce significativamente una incongruencia de medición o reconocimiento que surgiría en otro caso de la medición de los activos o pasivos o del reconocimiento de las ganancias y pérdidas de los mismos sobre bases diferentes.

Los activos financieros designados como VRCCR son medidos a valor razonable al cierre de cada período de reporte, con las ganancias o pérdidas a valor razonable reconocidas en resultados en la medida que no sean parte de una designada relación de cobertura. La ganancia o pérdida neta reconocida en resultados incluye cualquier dividendo o intereses ganados sobre el activo finan Ganancias y pérdidas por diferencias de cambio El valor en libros de los activos financieros que están denominados en una moneda extranjera es convertido al tipo de cambio de cierre de cada período de reporte. Específicamente: Para activos financieros medidos a costo amortizado que no sean parte de una relación de cobertura, las diferencias de cambio

Para activos financieros medidos a VRCCORI que no sean parte de una relación de cobertura, las diferencias de cambio en el


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de cambio son reconocida ancias y pérdidas sobre activos financieros medidos

Para activos financieros medidos a VRCCR que no sean parte de una relación de cobertura, las diferencias de cambio se reconocen en resultados en

Para instrumentos de patrimonio medidos a VRCCORI, las diferencias de cambio son reconocidas en otros resultados integrales activos financieros medidos al valor razonable con cambios en otro resultado

ii. Deterioro de activos financieros

costo amortizado o a VRCCORI, cuentas por cobrar comerciales, deudores varios y otros deudores. Las PCE durante el tiempo de vida del activo representan las pérdidas crediticias esperadas que resultarán de todos los posibles eventos de incumplimiento durante la vida esperada de un instrumento financiero. En contraste, las PCE esperadas en los próximos doce meses representa la porción de las PCE durante el tiempo de vida del activo que se espera resulten de eventos de incumplimiento sobre un instrumento financiero que sea posible dentro de los 12 meses después de la fecha de reporte. No se reconoce una pérdida por deterioro para inversiones en instrumentos de patrimonio. El importe de las pérdidas crediticias esperadas es actualizado en cada fecha de reporte para reflejar los cambios en el riesgo de crédito desde el reconocimiento inicial del correspondiente activo financiero. El Grupo siempre reconoce PCE durante el tiempo de vida del activo para las cuentas por cobrar comerciales, deudores varios yotros deudores. Las pérdidas crediticias esperadas en estos activos financieros son estimadas usando una matriz de provisiones basado en la experiencia histórica de pérdidas crediticias del Grupo, ajustada por factores que son específicos a los deudores, condiciones económicas generales y una evaluación tanto de la actual, así como también, de la presupuestada dirección de las condiciones en la fecha de reporte, incluyendo el valor del dinero en el tiempo cuando se apropiado. Aumento significativo en el riesgo de crédito Al evaluar si el riesgo de crédito de un instrumento financiero se ha incrementado significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo compara el riesgo de que ocurra un incumplimiento en el instrumento financiero a la fecha de reporte con el riesgo de que ocurra un incumplimiento en el instrumento financiero a la fecha del reconocimiento inicial. Al realizar esta evaluación, el Grupo considera información cuantitativa y cualitativa que se razonable y sustentable, incluyendo experiencia histórica e información proyectada que esté disponible sin costo o esfuerzo desproporcionado. La información proyectada considerada incluye las perspectivas futuras de las industrias en las cuales operan los deudores del Grupo, obtenidas de informes de expertos económicos, analistas financieros, organismos gubernamentales, grupos de expertos relevantes y otras organizaciones similares, así como también la consideración de diversas fuentes externas de información económica actual y pronosticada que ser relaciona con las operaciones principales del Grupo. En particular, la siguiente información se tiene en consideración cuando se evalúa si el riesgo de crédito ha aumentado significativamente desde el reconocimiento inicial: Un deterioro significativo actual o esperado en la clasificación de riesgo interna o externa (si está disponible) del instrumento

financiero; Un deterioro significativo en los indicadores de mercado externos de riesgo de crédito para un instrumento financiero

específico, por ejemplo, un aumento significativo en el margen de crédito, precios del swap de incumplimiento crediticio para el deudor, o la duración o el alcance al cual el valor razonable de un activo financiero has sido menor que su costo amortizado;

Cambios adversos actuales o pronosticados en el negocio, condiciones financieras o económicas que se espera ocasionen una disminución significativa en la capacidad del deudor para cumplir con sus obligaciones financieras;

Un deterioro significativo actual o esperado en los resultados operacionales del deudor; Aumentos significativos en el riesgo de crédito sobre otros instrumentos financieros del mismo deudor; Cambios adversos significativos actuales o pronosticados en el ambiente regulatorio, económico o tecnológico del deudor que

resulten en una disminución significativa en la capacidad del deudor para cumplir sus obligaciones financieras.


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Independientemente del resultado de la evaluación anterior, el Grupo presume que el riesgo crediticio de un activo financiero se ha incrementado significativamente desde el reconocimiento inicial, cuando los pagos contractuales se atrasen por más de 30 días, a menos que el Grupo tenga información razonable y sustentable para demostrar lo contrario. No obstante, el Grupo asume que el riesgo crediticio de un instrumento financiero no ha aumentado significativamente desde su reconocimiento inicial si se determina que el instrumento financiero tiene un bajo riesgo crediticio a la fecha de reporte. Se determina que un instrumento financiero tiene un riesgo crediticio bajo si: (i) el instrumento financiero tiene un riesgo bajo de incumplimiento; (ii) el deudor tiene una capacidad robusta para cumplir sus obligaciones contractuales de flujos de efectivo en el corto plazo; y (iii) los cambios adversos en las condiciones económicas y de negocios en el largo plazo podrían, pero no necesariamente, reducirán la capacidad del deudor para cumplir sus obligaciones contractuales de flujos de efectivo. El Grupo considera que un activo financiero tiene un riesgo crediticio bajo cuando tiene una clasificación crediticia definición globalmente entendida de riesgo crediticio. Para contratos de garantía financiera, la fecha en que el Grupo pasa a ser una parte del compromiso irrevocable se considera la fecha del reconocimiento inicial a efectos de aplicar los requerimientos de deterioro de valor. Al evaluar si ha habido un aumento significativo en el riesgo crediticio desde su reconocimiento inicial de una garantía financiera, el Grupo considera los cambios en el riesgo de que el deudor especificado incumpla el contrato.El Grupo monitorea regularmente la efectividad de los criterios utilizados para identificar si ha habido un aumento significativo en el riesgo crediticio y los modifica según sea apropiado para asegurar que los criterios sean capaces de identificar un aumento significativo en el riesgo crediticio antes que el importe pase a estar moroso. Definición de incumplimiento El Grupo considera lo siguiente como constituyente de un evento de incumplimiento para propósitos de la administración interna del riesgo crediticio, dado que la experiencia histórica indica que las cuentas por cobrar que cumplen cualquiera de los siguientes criterios son generalmente no recuperable. Cuando existe un incumplimiento de las restricciones financieras de la contraparte; o Información desarrollada internamente u obtenida de recursos externos indica que es improbable que el deudor pague a sus

acreedores, incluyendo a el Grupo, en su totalidad (sin tomar en consideración alguna garantía mantenida por el Grupo). Independientemente del análisis anterior, el Grupo considera que ha ocurrido un incumplimiento cuando un activo financiero está en mora por más de 90 días, a menos que el Grupo tenga información razonable y sustentable para demostrar que un criterio de incumplimiento más aislado es más apropiado. Activos financieros con deterioro de valor crediticio Un activo financiero está con deterioro de valor crediticio cuando han ocurrido uno o más eventos que tienen un impacto perjudicial sobre los flujos de efectivo futuros estimados de ese activo financiero. Evidencias de que un activo financiero está con deterioro de valor crediticio incluyen información observable sobre los sucesos siguientes: a) Dificultades financieras significativas del emisor o del deudor; b) Una infracción del contrato, tal como un incumplimiento o un suceso de mora; c) El prestamista del deudor por razones económicas o contractuales relacionadas con dificultades financieras del deudor, le ha

otorgado a éste concesiones o ventajas que no le habría facilitado en otras circunstancias; d) Se está convirtiendo en probable que el deudor entre en quiebra o en otra forma de reorganización financiera; o

La desaparición de un mercado activo para el activo financiero en cuestión, debido a dificultades financieras. Política de castigo El Grupo castiga un activo financiero cuando existe información que indica que la contraparte está en dificultades financieras severas y no existe una perspectiva realista de recupero, por ejemplo, cuando la contraparte ha sido puesta en liquidación o ha entrado en procedimientos de bancarrota, o en el caso de cuentas comerciales por cobrar, cuando los importes han estado morosos por más de


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dos años, lo primero que ocurra primero. Los activos financieros castigados podrían todavía estar sujetos a actividades de cumplimiento bajo los procedimientos de recupero del Grupo, teniendo en consideración asesoría legal cuando fuere apropiado. Cualquier recupero realizado se reconoce en resultados. Medición y reconocimiento de pérdidas crediticias esperadas La medición de las pérdidas crediticias esperadas es una función de la probabilidad de incumplimiento, la severidad (es decir, la magnitud de la pérdida si existe un incumplimiento) y la exposición al incumplimiento. La evaluación de la probabilidad de incumplimiento y la severidad está basada en datos históricos ajustados por información futura como se describió anteriormente. En cuanto a la exposición al incumplimiento para activos financieros, esta está representada por el valor en libros bruto de los activos a la fecha de reporte; para compromisos de préstamos y contratos de garantía financiera, la exposición incluye el importe que se dispondrá en el futuro en la fecha de incumplimiento determinada sobre la base de tendencias históricas, el entendimiento del Grupo de las específicas necesidades financieras futuras de los deudores, y otra información futura relevante. Para los activos financieros, la pérdida crediticia esperada se estima como la diferencia entre todos los flujos de efectivo contractuales que se adeudan al Grupo en conformidad con el contrato y todos los flujos de efectivo que el Grupo espera recibir, descontados a la tasa de interés efectiva original. Para un contrato de garantía financiera, ya que el Grupo está obligado a realizar pagos solamente en el evento de un incumplimiento por parte del deudor en conformidad con las cláusulas del instrumento que está garantizado, las insuficiencias de efectivo son pagos esperados a reembolsar al tenedor por una pérdida crediticia en la que incurre menos los importes que el Grupo espera recibir del tenedor, el deudor o un tercero. Para compromisos de préstamos sin utilizar, una pérdida crediticia es el valor presente de la diferencia entre los flujos de efectivo contractuales que se deben a el Grupo si el tenedor del compromiso de préstamo dispone del préstamo; y los flujos de efectivo que el Grupo espera recibir si dispone del préstamo. Cuando la PCE durante el tiempo de vida del activo se mide sobre una base colectiva para atender los casos en que la evidencia de aumentos significativos en el riesgo crediticio a nivel de instrumento individual puede no estar aún disponible, los instrumentos financieros se agrupan de la siguiente manera:

Naturaleza de los instrumentos financieros (es decir, las cuentas comerciales, deudores varios, otros deudores del Grupo son cada uno evaluados como un grupo separado. Los préstamos a partes relacionadas son evaluados por pérdidas crediticias esperadas sobre una base individual);

Estatus de morosidad; Naturaleza, tamaño e industria de los deudores; Naturaleza de las garantías por cuentas por cobrar por arrendamientos; y Clasificaciones crediticias externas si estuvieren disponibles.

La agrupación es revisada regularmente por la administración para asegurarse que los integrantes de cada grupo continúen compartiendo similares características de riesgo crediticio. El Grupo reconoce una ganancia o pérdida por deterioro de valor en resultados para todos los instrumentos financieros con un correspondiente ajuste a su valor en libros a través de una cuenta de corrección de valor por pérdidas, excepto para los instrumentos financieros que son medidos a VRCCORI, para los cuales la corrección de valor se reconoce en otros resultados integrales y se

otro resultado ciero en el estado de situación financiera.

Baja en cuentas de activos financieros El Grupo da de baja un activo financiero solamente cuando expiran los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del activo financiero, o cuando transfiera el activo financiero y sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del activo a un tercero. Si el Grupo no transfiere ni retiene sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad y


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continúa controlando el activo transferido, el Grupo reconoce su interés retenido en el activo y un pasivo asociado por los importes que podría tener que pagar. Si el Grupo retiene sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de un activo financiero transferido, el Grupo continúa reconociendo el activo financiero y también reconoce un préstamo garantizado por los importes recibidos. Al dar de baja un activo financiero medido a costo amortizado, la diferencia entre el valor en libros del activo y la sumatoria de la consideración recibida y por recibir se reconoce en resultados. Adicionalmente, al dar de baja una inversión en un instrumento de

idas n

contrario, al dar de baja una inversión en un instrumento de patrimonio el cual el Grupo a elegido en el reconocimiento inicial s

sferida a resultados retenidos. iii. Pasivos financieros e instrumentos de patrimonio

Clasificación como deuda o patrimonio Los instrumentos de deuda y patrimonio emitidos por una entidad del Grupo se clasifican como pasivos financieros o como patrimonio de conformidad con la sustancia del acuerdo contractual y las definiciones de pasivo financiero e instrumento de patrimonio. Instrumentos de patrimonio Un instrumento de patrimonio es cualquier contrato que evidencie un interés residual en los activos de una entidad después de deducir todos sus pasivos. Los instrumentos de patrimonio emitidos por una entidad del Grupo se reconocen por los importes recibidos, neto de los costos directos de emisión. Pasivos financieros Todos los pasivos financieros son posteriormente medidos a costo amortizado usando el método de interés efectivo o a VRCCR. Pasivos financieros medidos a VRCCR Los pasivos financieros se clasifican al VRCCR cuando el pasivo financiero es (i) una contraprestación contingente que sería ser pagada por el adquirente como parte de una combinación de negocios a la que se aplica IFRS 3, (ii) mantenido para negociar, o (iii) se designa a VRCCR. Un pasivo financiero se clasifica como mantenido para negociar si: Se compra o se incurre en él principalmente con el objetivo de venderlo en un futuro cercano; o En su reconocimiento inicial es parte de una cartera de instrumentos financieros identificados, que el Grupo gestiona

conjuntamente y para la cual tiene evidencia de un patrón real reciente de obtención de beneficios a corto plazo; o Es un derivado, excepto por los derivados que sean un contrato de garantía financiera o hayan sido designados como un

instrumento de cobertura eficaz.

Un pasivo financiero distinto a un pasivo financiero mantenido para negociar o contraprestación contingente que sería pagada porel adquiriente como parte de una combinación de negocios puede ser designado como VRCCR al momento del reconocimiento inicial si: Tal designación elimina o reduce significativamente alguna incongruencia en la medición o en el reconocimiento que de otra

manera surgiría; o


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El pasivo financiero forma parte de un grupo de activos financieros o pasivos financieros o ambos, el cual se administra y evalúa sobre la base de su valor razonable, de acuerdo con la documentada estrategia de inversión o de administración del riesgo del Grupo, y se provea internamente información sobre ese grupo, sobre la base de su valor razonable; o

Forme parte de un contrato que contenga uno o más instrumentos derivados implícitos, y NIIF 9 permita que la totalidad del contrato sea designado como a VRCCR.

Los pasivos financieros a VRCCR se registran a valor razonable, reconociendo cualquier ganancia o pérdida surgida en los cambios del valor razonable en el estado de resultados en la medida que no sean parte de una designada relación de cobertura. La ganancia o pérdida neta reconocida en resultados incluye cualquier interés obtenido sobre el pasivo financiero y se incluye en la partida de

estado de resultados. Sin embargo, para pasivos financieros designados a VRRCR, el importe del cambio en el valor razonable del pasivo financiero que es atribuible a cambios en el riesgo crediticio de ese pasivo se reconoce en otros resultados integrales, a menos que el reconocimiento de los efectos de los cambios en el riesgo crediticio del pasivo en otros resultados integrales crearía o incrementaría una asimetría contable en resultados. El importe remanente del cambio en el valor razonable del pasivo se reconoce en resultados. Los cambios en el valor razonable atribuibles al riesgo crediticio de un pasivo financiero que son reconocidos en otros resultados integrales no son posteriormente reclasificados a resultados; en su lugar, son transferidos a resultados retenidos una vez dado de baja el pasivo financiero. Las pérdidas o ganancias sobre contratos de garantía financiera o compromisos de préstamos emitidos por el Grupo que sean designados por el Grupo para ser medidos a VRCCR se reconocen en resultados. Pasivos financieros medidos posteriormente a costo amortizado Los pasivos financieros que no sean (1) una contraprestación contingente de un adquirente en una combinación de negocios; (2)mantenidos para negociar; o (3) designados a VRCCR, son posteriormente medidos a costo amortizado usando el método del interés efectivo. El método del interés efectivo es un método que se utiliza para el cálculo del costo amortizado de un pasivo financiero y para la distribución del gasto por intereses a lo largo del período correspondiente. La tasa de interés efectiva es la tasa que descuenta exactamente los pagos de efectivo futuros estimados (incluyendo todas las comisiones y puntos básicos de interés, pagados o recibidos, que integren la tasa de interés efectiva, los costos de transacción y cualquier otra prima o descuento) durante la vida esperada del pasivo financiero, o cuando sea apropiado, un período menor, al costo amortizado de un pasivo financiero. Contratos de garantía financiera Un contrato de garantía financiera es un contrato que requiere que el emisor efectúe pagos específicos para reembolsar al tenedor la pérdida en la que incurre cuando un deudor específico incumpla su obligación de pago a su vencimiento, de acuerdo con las condiciones, originales o modificadas, de un instrumento de deuda. Los contratos de garantía financiera emitidos por una entidad del Grupo son inicialmente medidos a valor razonable y, si no es designado a VRCCR y no se origina de la transferencia de un activo financiero, son posteriormente medidos al importe mayor entre: El importe de determinado de la corrección de valor por pérdidas de acuerdo con NIIF 9 (ver o.2); y El importe reconocido inicialmente menos, cuando se apropiado, el importe acumulado de ingresos reconocidos de acuerdo

con las políticas de reconocimiento de ingresos.

Al 30 de junio de 2020 y 2019 ENAP y sus filiales no han suscrito este tipo de contratos.

Ganancias y pérdidas por diferencias de cambio Para pasivos financieros que están denominados en una moneda extranjera y son medidos a costo amortizado al cierre de cada período de reporte, las ganancias y pérdidas por diferencias de cambio se determinan sobre la base del costo amortizado de los


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instrumentos. Estas ganancias o pérdidas por diferencias de cambio spara pasivos financieros que no formen parte de una designada relación de cobertura. El valor razonable de los pasivos financieros denominados en una moneda extranjera se determina en esa moneda extranjera y son convertidos al tipo de cambio de cierre de cada período de reporte. Para pasivos financieros que son medidos a VRCCR, el componente de diferencia de cambio forma parte de las ganancias o pérdidas por valor razonable y se reconocen en resultados para pasivos financieros que no sean parte de una relación de cobertura. Baja en cuentas de pasivos financieros El Grupo da de baja los pasivos financieros si, y solo si, las obligaciones del Grupo se cumplen, cancelan o han expirado. La diferencia entre el valor en libros del pasivo financiero dado de baja y la contraprestación pagada y por pagar se reconoce, incluyendo cualquier activo transferido diferente del efectivo o pasivo asumido, se reconoce en resultados. iv. Instrumentos financieros derivados El Grupo utiliza una variedad de instrumentos financieros derivados para manejar su exposición a los riesgos de volatilidad en tasas de interés y tipos de cambio, incluyendo contratos forward de moneda extranjera y swaps de tasa de interés. En l

Los derivados se reconocen inicialmente al valor razonable a la fecha en que se subscribe el contrato del derivado y posteriormente son remedidos a su valor razonable al cierre de cada ejercicio de reporte. La ganancia o pérdida resultante se reconoce inmediatamente en resultados, a menos que el derivado esté designado y sea efectivo como un instrumento de cobertura, en cuyo caso la oportunidad del reconocimiento en resultados dependerá de la naturaleza de la relación de cobertura. Derivados implícitos Los derivados implícitos en contratos anfitriones que no sean activos financieros dentro del alcance de NIIF 9 son tratados como derivados separados cuando cumplen la definición de un derivado, sus riesgos y características no están relacionados estrechamente con los correspondientes a los contratos anfitriones y los contratos anfitriones no son medidos a VRCCR. Los derivados implícitos en contratos híbridos que contienen un anfitrión dentro del alcance de NIIF 9 no son separados. El contrato híbrido en su totalidad se clasifica y mide posteriormente ya sea a costo amortizado (que contiene un anfitrión activo financiero) o a valor justo, según sea apropiado. v. Contabilidad de cobertura El Grupo designa ciertos derivados como instrumentos de cobertura con respecto al riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa deinterés y riesgo de commodity de crudo ICE Brent, ya sea como coberturas de valor razonable o coberturas de flujo de efectivo, según sea apropiado. La cobertura del riesgo de tipo de cambio de un compromiso en firme se contabiliza como cobertura de flujos de efectivo. Al inicio de la relación de cobertura, el Grupo documenta la relación entre el instrumento de cobertura y la partida cubierta, así como también los objetivos de la administración de riesgos y su estrategia para llevar a cabo diversas transacciones de cobertura. Adicionalmente, al inicio de la cobertura y sobre una base continua, el Grupo documenta si el instrumento de cobertura es efectivo para compensar los cambios en el valor razonable o los flujos de efectivo de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto, lo cual es cuando la relación de cobertura cumple los siguientes requerimientos de eficacia: Existe una relación económica entre la partida cubierta y el instrumento de cobertura; El efecto del riesgo crediticio no predomina sobre los cambios de valor que resultan de esa relación económica; y El ratio de hedge de la relación de cobertura es la misma que la procedente de la cantidad de la partida cubierta que el Grupo

actualmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad actualmente utiliza para cubrir dicha cantidad de la partida cubierta.


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Si una relación de cobertura deja de cumplir el requerimiento de eficacia de la cobertura relativo a la razón de cobertura, pero el objetivo de gestión de riesgos para esa relación de cobertura designada se mantiene invariable, el Grupo ajustará la razón de cobertura

) de forma que cumpla de nuevo con los criterios requeridos. El Grupo designa la totalidad del cambio en el valor razonable de un contrato forward (es decir, incluyendo los elementos del forward) como un instrumento de cobertura para todas sus relaciones de cobertura que involucran contratos forward. Coberturas de valor razonable - (time spread swap Inventario) Los cambios en el valor razonable de instrumentos de cobertura se reconocen en resultados excepto cuando el instrumento de cobertura cubre un instrumento de patrimonio designado para ser medido a VRCCORI en cuyo caso los cambios en el valor razonable se reconocen en otros resultados integrales. El valor en libros de una partida cubierta (riesgo de commodity de crudo ICE Brent, que forma parte del inventario de materia prima y productos) que no haya sido medido a su valor razonable es ajustado por el cambio en el valor razonable atribuible al riesgo cubierto con un correspondiente efecto en resultados. Para activos financieros (instrumentos de deuda) medidos a VRCCORI, el importe en libros no es ajustado dado que ya está a valor razonable, pero la ganancia o pérdida por la cobertura se reconoce en resultados en lugar de otro resultado integral. Cuando la partida cubierta es un instrumento de patrimonio designado a VRCCORI, la ganancia o pérdida de la cobertura permanece en otro resultado integral para coincidir con la del instrumento de cobertura. Cuando las ganancias o pérdidas por cobertura son reconocidas en resultados, éstas son reconocidas en la misma línea que la de la partida cubierta. El Grupo discontinúa la contabilidad de cobertura solamente cuando la relación de cobertura (o una parte de ella) deja de cumplir los requisitos de clasificación (después de reequilibrar la relación de cobertura, si es aplicable). Esto incluye instancias cuando el instrumento de cobertura expira o es vendido, terminado o ejercido. La discontinuación se contabiliza prospectivamente. El ajuste de valor razonable al valor en libros de la partida cubierta que se origina por el riesgo cubierto es amortizado en resultados desde esa fecha. Coberturas de flujo de efectivo - (cross currency swap tipo de cambio y tasa de interés) La porción efectiva de los cambios en el valor razonable de los derivados y otros calificados instrumentos de cobertura que se designan y califican como coberturas de flujo de efectivo se reconoce en otros resultados integrales y se acumulan en la línea

cubierta desde el inicio de la cobertura. La ganancia o pérdida relativa a la porción inefectiva del instrumento de cobertura, se r Los montos previamente reconocidos en otros resultados integrales y acumulados en patrimonio se reclasifican a resultados en los ejercicios en los que la partida cubierta se reconoce en resultados, en el mismo rubro de la partida cubierta reconocida. Sin embargo, cuando una transacción pronosticada da lugar al reconocimiento de un activo no financiero o un pasivo no financiero, las ganancias o pérdidas previamente reconocidas en otros resultados integrales y acumuladas en patrimonio, son eliminadas de patrimonio y se transfieren directamente en el costo inicial del activo no financiero o del pasivo no financiero. Esto no es un ajuste por reclasificación y, por lo tanto, no afecta los otros resultados integrales. Adicionalmente, si el Grupo espera que parte o la totalidad de la pérdida acumulada en otros resultados integrales no será recuperada en el futuro, ese importe se reclasifica inmediatamente a resultados. El Grupo discontinúa la contabilidad de cobertura solamente cuando la relación de cobertura (o una parte de ella) deja de cumplir los requisitos de clasificación (después de reequilibrar la relación de cobertura, si es aplicable). Esto incluye instancias cuando el instrumento de cobertura expira o es vendido, terminado o ejercido. La discontinuación se contabiliza prospectivamente. Cualquier ganancia o pérdida reconocida en otro resultado integral y acumulada en patrimonio hasta esa fecha permanece en patrimonio y es reconocida cuando la transacción pronosticada es finalmente reconocida en resultados. Cuando ya no se espera que la transacción pronosticada ocurra, la ganancia o pérdida acumulada en patrimonio, se reconoce inmediatamente en resultados.


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n. Reconocimiento de ingresos Los ingresos son reconocidos por el Grupo ENAP, considerando el precio establecido en la transacción para el cumplimiento de cada una de las obligaciones de desempeño. El Grupo ENAP reconoce el ingreso cuando se ha dado cumplimiento a las obligaciones de desempeño para la transferencia al cliente de los bienes y servicios comprometidos. A continuación, se describen las principales actividades por cada segmento de negocio, a partir del cual el Grupo genera sus principales ingresos. Segmento R&C: La generación de ingresos ordinarios en la línea de negocio R&C proviene principalmente de la venta de sus productos refinados. Esto generalmente ocurre cuando el cliente obtiene el control de los bienes vendidos o suministrados, y no hay obligaciones de desempeño no separables pendientes de cumplirse. Las ventas de productos refinados se realizan generalmente al amparo de contratos anuales, los cuales establecen acuerdos para ambas partes incluyendo un cronograma de entregas mensual, tolerancias operativas y multas de no cumplimiento. El momento en que un cliente obtiene el control, ocurre para las entregas de tanque a tanque, en el instante en que los productos pasan por el flange a la entrada de las instalaciones de la Planta del Comprador y en caso de entregas de tanque a oleoducto, en el flange de salida de la planta del Vendedor, en ambos casos el flange es el punto donde ocurre la entrega de los productos, transferencia de título y riesgo al cliente. No hay componentes financieros significativos. Segmento E&P: La generación de ingresos ordinarios en la línea de negocio E&P proviene principalmente de la venta de petróleo crudo y gas natural. Esto ocurre cuando el cliente obtiene el control de los bienes vendidos o suministrados, y no hay obligaciones de desempeño no separables pendientes de cumplirse. Las ventas de petróleo y gas se realizan generalmente al amparo de contratos anuales o contratos

basa en bases de precios internacionales; descuentos asociados a s en caso de incumplimientos). El momento en que un cliente obtiene el control es cuando los productos son entregados en el lugar indicado, de acuerdo con las condiciones pactadas, en las ventas por medio de ductos se produce con la entrega en la unidad demedición, y en el caso de terminales marítimas con la desconexión de la manguera de carga, en todos los casos inspectores certifican la entrega. No hay componentes financieros significativos. Segmento G&E: La generación de ingresos ordinarios en la línea de negocio G&E proviene principalmente de la venta de gas natural licuado (GNL), a través, de oleoductos a sus clientes industriales y de generación eléctrica. Esto ocurre cuando el cliente obtiene el control de los productos, y no hay obligaciones de desempeño no separables pendientes de cumplirse. Las ventas de GNL, se realizan al amparo de contratos de venta, los cuales establecen acuerdos para ambas partes (por ejemplo, precio; cantidad; programación anual de entrega; multas en caso de incumplimientos). El momento concreto en que un cliente obtiene el control, toma lugar cuando los productos han sido enviados punto de entrega, el cual corresponde a la estación de recepción Quillota para clientes Santiago yestación de recepción en Planta Satélite de Regasificación de ENAP en Pemuco para clientes zona Sur. No hay componentes financieros significativos. Otros ingresos operacionales:

i) Ingresos por dividendos: Los dividendos son reconocidos por el Grupo Enap, cuando el derecho a recibir el pago queda establecido.

ii) Ingresos por intereses: Los intereses se reconocen usando el método de tasa de interés efectiva. o. Inventarios Las materias primas, productos en proceso, productos terminados y materiales, están valorizados inicialmente al costo. Posteriormente, al reconocimiento inicial, se valorizan al menor entre el valor neto realizable y el costo. El Grupo ENAP utiliza el método FIFO como método de costeo para los productos en existencia, excepto para los materiales respecto de los cuales utiliza el método del Precio Promedio Ponderado. El valor neto realizable, representa la estimación del precio de venta al cierre del período menos todos los costos estimados de terminación y los costos que serán incurridos en los procesos de comercialización, ventas y distribución.


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En el caso que el costo de materia prima sea parte de la partida cubierta de una estrategia de cobertura del valor razonable, la ganancia o pérdida asociada al riesgo de precio cubierto, forma parte del costo del inventario. p. Provisión de beneficios a los empleados Los costos asociados a los beneficios contractuales del personal, relacionados con los servicios prestados por los trabajadores durante el período, son cargados a resultados en el período en que se devengan. Las ganancias y pé

Las obligaciones por concepto de indemnizaciones por años de servicios a todo evento, surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo, suscritos con los trabajadores del Grupo ENAP, en los que se establece el compromiso por parte de la empresa. El Grupo ENAP reconoce el costo de los beneficios del personal de acuerdo con cálculos actuariales, según lo requerido por la NIC

ncia futura e incrementos nominales de salarios futuros. Para determinar dicho cálculo al 30 de junio de 2020 y 2019, se ha utilizado una tasa de descuento nominal del 5,37% anual. La Empresa reconoce un pasivo y un gasto asociado al Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, en base a una fórmula que tiene en cuenta resultados financieros anuales de la empresa, resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Se reconoce una provisión cuando la empresa, se encuentra obligada contractualmente, o cuando existe una práctica que en el pasado ha creado una obligación implícita. q. Otras provisiones y pasivos contingentes Las otras provisiones corresponden a obligaciones presentes, legales o asumidas, surgidas como consecuencia de un suceso pasado, para cuya cancelación se espera una salida de recursos, cuyo importe y oportunidad se pueden estimar fiablemente. Los pasivos contingentes corresponden a obligaciones posibles, surgidas a raíz de sucesos pasados y cuya existencia ha de ser confirmada sólo por que ocurran o no ocurran uno o más hechos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control de la Empresa; o una obligación presente, surgida a raíz de sucesos pasados, que no se ha reconocido contablemente porque no es probable que para satisfacerla se vaya a requerir una salida de recursos que incorporen beneficios económicos; o porque el importe de la obligación no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad. El Grupo ENAP no registra activos ni pasivos contingentes salvo aquellos que deriven de contratos de carácter oneroso, los cuales se registran como provisión y son revisados a fecha de cierre para reflejar la mejor estimación existente a ese momento. r. Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos ENAP y sus filiales en Chile, determinan la base imponible y calculan sus impuestos a la renta de acuerdo con las disposiciones legales vigentes. En el caso de las filiales extranjeras, éstas presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con las normativas fiscales aplicables en los respectivos países. Los impuestos diferidos, originados por diferencias temporarias y otros eventos que crean diferencias entre la base contable y

. El impuesto a la renta (corriente y diferido) es registrado en el estado de resultados salvo que se relacione con un ítem reconocido en Otros resultados integrales (patrimonio) o proviene de una combinación de negocios. La Empresa no registra impuestos diferidos sobre las diferencias temporales que surgen en inversiones en filiales y asociadas, siempre y cuando la oportunidad en que se revierten las diferencias temporales es controlada por la Empresa y la diferencia temporal no se revertirá en un momento previsible en el futuro. En caso contrario se reconocen los impuestos diferidos correspondientes. El impuesto a las ganancias se registra en el estado de resultados o en las cuentas de patrimonio neto del estado de situación financiera consolidado, en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén vigentes cuando los activos y pasivos se realicen. Las variaciones producidas durante el ejercicio, en los impuestos diferidos de activo o pasivo, se registran en la cuenta de resultadosconsolidada o directamente en las cuentas de patrimonio del estado de situación financiera, según corresponda.


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Los activos por impuestos diferidos se reconocen únicamente cuando se espera disponer de beneficios tributarios futuros, suficientes para compensar las diferencias temporarias. s. Arrendamientos De acuerdo a el Grupo mide los pasivos por arrendamiento y los activos de derecho de uso sobre activos subyacentes en los arrendamientos previamente clasificados como arrendamientos operativos por referencia a los pagos del arrendamiento por el resto del plazo del contrato de arrendamiento usando la opción de registrar el activo en un monto igual al pasivo según lo permitido por NIIF16: C8 (b); y también determina la tasa de endeudamiento incremental en la fecha de la aplicación inicial de acuerdo con el plazo del arrendamiento y la naturaleza del activo de derecho de uso; los activos de derecho de uso registrados a la fecha de aplicación inicial van a incurrir en gastos de amortización a través del período del contrato o la vidaútil del activo, el que sea menor. t. Capital emitido El capital emitido se constituye por aportes y/o capitalizaciones de utilidades autorizados mediante oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. u. Distribución de utilidades La política de distribución de utilidades utilizada por ENAP, es la establecida a través de los oficios y/o Decretos Ley emanados por el Ministerio de Hacienda, los cuales constituyen la obligación legal que da origen a su registro. v. Medio ambiente La política contable del Grupo ENAP relacionada con el reconocimiento de compromisos medioambientales establece que cuando estos forman parte de un proyecto de inversión se activan como parte del proyecto, y cuando no forman parte de un proyecto de inversión se reconocen con cargo a resultados del ejercicio. En el caso de las provisiones medioambientales, los costos pueden diferir de las estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de las condiciones del lugar, así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. w. Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar Las cuentas por pagar comerciales y las otras cuentas por pagar, se reconocen inicialmente a valor razonable y posteriormente se valorizan por su costo amortizado. x. Efectivo y equivalentes al efectivo El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de caja realizados durante el ejercicio, determinados por el método directo. En este estado de flujos de efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación: Efectivo y equivalentes al efectivo: El Grupo ENAP considera equivalentes al efectivo aquellos activos financieros líquidos,

depósitos o inversiones financieras líquidas, que tienen una duración original de tres meses o menos y cuyo riesgo de cambio en su valor es poco significativo.

Actividades de operación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios del Grupo ENAP, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación.

MUS$ 1.176.809 por el pago de impuestos específicos a los combustibles en la filial Enap Refinerías S.A., correspondientes al periodo 2020 (MUS$ 1.393.102 por el periodo 2019).

Actividades de inversión: son las actividades relacionadas con la adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.

Actividades de financiación: son las actividades que producen variaciones en la composición del patrimonio neto, y de los pasivos de carácter financiero.


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Los cambios en los pasivos que surgen de actividades de financiación se muestran en el siguiente cuadro de conciliación:

3.2 Nuevos pronunciamientos contables

a) Las siguientes NIIF, Enmiendas a NIIF e Interpretaciones han sido adoptadas en estos estados financieros:

La aplicación de estas enmiendas e interpretaciones no han tenido efectos significativos en los montos reportados en estos estados financieros consolidados intermedios. b) Normas, Enmiendas e Interpretaciones que han sido emitidas pero su fecha de aplicación aún no está vigente:

La administración no prevé efectos por la aplicación esta norma y enmiendas.

Provenientes UtilizadosMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Préstamos bancarios (Nota 20.b.ii) 738.808 404.459 (321.577) - - - 261 821.951

Obligaciones con el público no garantizadas (Nota 20.b.iii) 3.466.639 - - - (30.114) - 7.766 3.444.291

Pasivo por arrendamiento (Nota 15) 158.735 - (18.113) - 59.788 - 200.410

Instrumentos derivados de cobertura (Nota 20.a) 85.836 - (18.961) - 30.102 - 71.596 168.573

Total 4.450.018 404.459 (358.651) - (12) 59.788 79.623 4.635.225

(1) Saldo correspondiente a la porción corriente y no corriente

(2) Incluye devengamiento de intereses

Pasivos que se originan de actividades de financiamiento

Saldo al 01.01.2020

(1)

Flujos de efectivo de financiamiento

Cambios que no representan flujos de efectivoSaldo al

30.06.2020 (1)

Cambios en valor

razonable

Diferencias de cambio

Nuevos Instrumentos financieros

Otros cambios (2)

Enmiendas a NIIF Fecha de aplicación obligatoria

Definición de un negocio (enmiendas a NIIF 3) Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2020.

Definición de Material (enmiendas a NIC 1 y NIC 8) Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2020.

Marco Conceptual para el Reporte Financiero Revisado Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2020.

Reforma sobre Tasas de Interés de Referencia (enmiendas a NIIF 9, NIC 39 y NIIF 7)

Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2020.

Nuevas NIIF Fecha de aplicación obligatoria

NIIF 17, Contratos de Seguros . Periodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2021.

Enmiendas a NIIF Fecha de aplicación obligatoria

Clasificación de pasivos como Corriente o No Corriente (enmiendas a NIC 1)


Referencia al Marco Conceptual (enmiendas a NIIF 3) Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2022.

(enmiendas a NIC 16)Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2022.

a NIC 37)Períodos anuales iniciados en o después del 1 de enero de 2022.

Mejoras Anuales a las Normas IFRS, ciclo 2018-2020 (enmiendas a NIIF 1, NIIF 9, NIIF 16 y NIC 41)


Concesiones de Arrendamientos Relacionadas a COVID-19 (enmiendas a NIIF 16)

Periodos anuales iniciados en o después del 1 de junio de 2020.


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4. GESTIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS Y DEFINICIÓN DE COBERTURAS

En el curso normal de sus negocios y actividades de financiamiento, el Grupo ENAP está expuesto a distintos riesgos de naturaleza financiera que pueden afectar de manera más o menos significativa el valor económico de sus flujos y activos y, en consecuencia, sus resultados. La Empresa dispone de una organización y de sistemas de información, administrados por la Gerencia de Administración y Finanzas Corporativa, que permiten identificar dichos riesgos, determinar su magnitud, proponer al Directorio medidas de mitigación, ejecutar dichas medidas y controlar su efectividad. A continuación, se presenta una definición de los principales riesgos que enfrenta el Grupo ENAP una caracterización y cuantificación de éstos, así como una descripción de las medidas de mitigación actualmente en uso por parte de la Empresa, si es el caso. a) Riesgo de mercado Es la posibilidad de que la fluctuación de variables de mercado tales como tasas de interés, tipo de cambio, precios o índices de crudo y productos, etc., produzcan pérdidas económicas debido a la desvalorización de flujos o activos o a la valorización de pasivos, debido a la nominación o indexación de éstos a dichas variables.

a.1) Riesgo de tasa de interés - La estructura de financiamiento del Grupo ENAP considera una mezcla de fuentes de fondos afectos a tasa fija (principalmente bonos) y tasa variable (préstamos bilaterales, préstamos sindicados, documentos por pagar o forfaiting, préstamos bancarios de corto plazo y financiamiento de proveedores). La porción del financiamiento afecto a tasa de interés variable, usualmente consistente en la tasa flotante LIBOR de 3 ó 6 meses más un margen, expone al Grupo ENAP a cambios en sus gastos financieros en el escenario de fluctuaciones de la tasa LIBOR. La deuda financiera total del Grupo ENAP al 30 de junio de 2020 se resume en el siguiente cuadro, desglosada entre deuda a tasa fija y deuda a tasa variable Pre Hedge:

Nota: los datos del cuadro adjunto corresponden solo a valor capital de la deuda sin incluir intereses devengados y otros conceptos. Los bonos internacionales y locales se presentan a su valor nominal (carátula), no a costo amortizado como en el balance. Ya que la tasa de interés se aplica al valor nominal de los bonos, dicho valor permite cuantificar correctamente la exposición del Grupo ENAP a la tasa fija o variable, objeto de esta sección. Los bonos locales están denominados en UF y son presentados a su valor carátula equivalente en US$ al 30 de junio de 2020. Instrumentos de mitigación del riesgo: Con el fin de reducir la variabilidad de sus gastos financieros, el Grupo ENAP ha contratado diversos instrumentos de cobertura aplicables a algunas de las partidas de deuda del cuadro anterior.

En millones de US$ 2020 2021 2022 2023 2024 2025 y + Totales

Deuda financiera corto plazo 14 520 - - - - 534

Deuda financiera largo plazo 34 55 5 100 90 - 284

Bonos internacionales 174 410 - - 600 1.980 3.165

Bonos locales - - - - - 367 367

Totales 222 985 5 100 690 2.347 4.350


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Exposición residual al riesgo: Considerando la existencia de los instrumentos de cobertura señalados anteriormente, el saldo neto de obligaciones de ENAP cuyo costo financiero permanece afecto a las fluctuaciones de la tasa de interés LIBO asciende a MUS$ 797.333, es decir, el 18,32% del total. En función de dicho monto, un incremento/decremento de un 1% en la tasa LIBO aplicable (trimestral o semestral según el tipo de deuda) generaría un incremento/decremento anual de los gastos financieros de la empresa de aproximadamente MUS$ 7.973. a.2) Riesgo de tipo de cambio - La moneda funcional del Grupo ENAP es el dólar estadounidense, sin embargo, existen partidasrelevantes de los estados financieros denominadas en moneda local (pesos o UF) como la facturación de ventas y obligaciones financieras. Las cuales están expuestas a cambios en su valor en dólares en la medida que se produzcan fluctuaciones en la paridad peso/US$ y UF/US$. Medidas de mitigación: La exposición del flujo de facturación a las variaciones en el tipo de cambio se minimiza fundamentalmente a través de la política de precios de productos basada en la paridad de importación, mecanismo por el cual el precio de venta local de los productos es recalculado semanalmente de acuerdo con el tipo de cambio vigente. Con respecto a las partidas del balance, las principales partidas expuestas son los bonos locales (denominados en UF) y las cuentas por cobrar correspondientes a las ventas locales (denominadas en pesos). El Grupo ENAP ejecuta operaciones de cobertura para mitigar el riesgo cambiario asociado a ambas partidas. El capital adeudado de los bonos locales del Grupo ENAP al 30 de junio de 2020 asciende a UF 10.500.000 (equivalente a MUS$ 366.904 al 30 de junio de 2020). A partir de dicho monto y de las paridades CLP/US$ y CLP/UF vigentes en dicha fecha, una variación de $50 en el tipo de cambio CLP/US$ produciría los siguientes efectos en el valor bonos:

Con el fin de mitigar este riesgo, el Grupo ENAP ha cerrado contratos derivados del tipo cross-currency swap, mediante los cuales la empresa recibe de sus contrapartes flujos en UF iguales a los flujos pagaderos a los tenedores de bonos, y paga a éstas flujos fijos en dólares, quedando en consecuencia libre del riesgo cambiario descrito. El nocional cubierto asciende a MUS$ 366.904. Por otra parte, el saldo al 30 de junio de 2020 de cuentas por cobrar correspondientes a ventas locales ascendió al equivalente de MUS$ 241.439. Lo anterior implica que un aumento del tipo de cambio de $50 produciría una disminución del valor en dólares de las cuentas por cobrar de aproximadamente MUS$ 13.856. Con el fin de minimizar este riesgo, el Grupo ENAP mantiene en operación una política de cobertura consistente en el cierre semanal de contratos forward de tipo de cambio, por un monto máximo equivalente al 100% de las ventas estimadas para dicha semana y por plazos correspondientes a las fechas estimadas de cobro de la respectiva facturación. a.3) Riesgo de precio de commodities: El negocio de la Línea Refinación & Comercialización del Grupo ENAP consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y posterior venta de los productos así elaborados en el mercado doméstico, de acuerdo a su política de precios de paridad de importación. El margen de refinación obtenido por el Grupo se encuentra afecto a la fluctuación de los precios internacionales del petróleo crudo, de los productos refinados y al diferencial entre ambos (margen internacion Considerando un nivel de refinación de 26millones de bbl. durante el primer semestre, una variación de US$ 1 / bbl en el crack tendría, ceteris paribus, un efecto en resultados de MUS$ 26.000 en el semestre.

Variación en

Tipo de Cambio Valorización Bonos MUS$

Aumenta en $50 ($871,23) 21.057

Disminuye en $50 ($771,23) (23.787)


24

Como estrategia central para enfrentar el riesgo de variación del margen de refinación, Grupo ENAP ha orientado sus inversiones al incremento de su flexibilidad productiva y de la calidad de sus productos. Hasta ahora no se han contratado derivados financieros para fijar el margen de refinación, pero se están monitoreando permanentemente los niveles de precio ofrecidos por el mercado. Por otra parte, debido al tiempo que transcurre entre el momento de la compra de los crudos y la venta de los productos refinados a partir de éstos, ENAP está afecta también al time spread o riesgo de que, al producirse la venta de los productos, sus precios se encuentren en un nivel más bajo que el imperante en el momento de la compra del crudo. Las pérdidas o ganancias producidas por este motivo aumentan la volatilidad del resultado operacional del Grupo ENAP. El Grupo ENAP importó durante el primer semestre, en promedio aproximadamente 4,8 millones de bbl. de petróleo crudo mensuales. Una caída de US$ 1 / bbl en el precio de la canasta de productos durante el ciclo de inventario de refinación, tiene un efecto inmediato de MUS$ 4.800 en el margen de refinación. La política de cobertura para la mitigación del riesgo de desvalorización de inventario (embarques de petróleo crudo) consiste en la contratación de time-spread swaps, los cuales tienen por objetivo poder desplazar, financieramente, la ventana de toma de precios de un embarque de crudo (la cual habitualmente es en los días que están en torno a la fecha de carga del mismo) y ajustarla a las fechas en donde los productos refinados a partir de ese crudo tomen precio y así poder tener costos de inventario que estén en línea con los precios de los productos que se van a vender, mitigando de buena forma el time spread al que la Empresa se encuentra expuesta de manera natural. No obstante, lo anterior, es importante mencionar que estos instrumentos, por su naturaleza y forma de operar, protegen de las variaciones de precios del crudo, pero no aseguran en un 100% la eliminación de efectos en resultados producto de la volatilidad en la compra de materia prima. En la actualidad el crudo Brent es el marcador relevante para el mercado y para los precios de los productos del mercado de referencia de ENAP, puesto que los precios de éstos se correlacionan estrechamente con el precio de este marcador. Es por esto que en los casos en que el área de Trading, quien se encarga de las compras de crudo, adjudica crudos cuyo precio queda en función del WTI

ncieramente una posición WTI o DTD Brent a una de ICE Brent y así mantener el criterio de optimización que primó al momento de adjudicar la compra de dicho crudo. Por otra parte, el negocio de la Línea Exploración & Producción consiste principalmente en las actividades de exploración y explotación de reservas de hidrocarburos y su venta en el mercado internacional. En consecuencia, sus resultados están directamente relacionados con los niveles internacionales de precio del petróleo y gas. Con el fin de mitigar dicho riesgo, el Grupo ENAP orienta sus esfuerzos en la constante mejora operacional con el fin de mantener una estructura de costos eficiente. La empresa no recurre en forma sistemática al uso de derivados como mecanismo de cobertura para sus ventas de producción propia, aunque en forma puntual se han cerrado operaciones de este tipo. b) Riesgo de liquidez Este riesgo viene motivado por las distintas necesidades de fondos para hacer frente a los compromisos de capex y operación normal del negocio, vencimientos de deuda, liquidación de derivados etc. El Grupo mantiene una política financiera que establece loslineamientos para hacer frente a este riesgo, consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas e inversiones financieras temporales, por montos suficientes para soportar las necesidades proyectadas para un período que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales. Las Dirección de Manejo de Riesgo de Mercado y Operaciones Financieras y la Dirección de Finanzas Corporativas dependientes de la Gerencia de Administración y Finanzas monitorean continuamente las necesidades de fondo que requiere el Grupo. Además de los saldos de balance, el Grupo tiene como fuentes de liquidez adicional disponibles al día de hoy: (i) una línea de crédito comprometida por US$ 150 millones con BCI Miami Branch (ii) una línea de crédito comprometida por CLP $ 25.000 millones con Banco de Chile, (iii) una línea de crédito comprometida por CLP $ 25.000 millones con Banco Santander y (iv) líneas bancarias no comprometidas por aproximadamente US$ 1.000 millones con diversos bancos nacionales e internacionales.


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Las necesidades proyectadas antes mencionadas, incluyen vencimientos de deuda financiera neta, es decir, después de derivadosfinancieros. La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes el 30 de junio de 2020:

El

La siguiente tabla muestra el perfil de vencimientos de capital de las otras obligaciones financieras del Grupo ENAP vigentes el 30de junio de 2020:

c) Riesgo de crédito Este riesgo está referido a la capacidad de terceros de cumplir con sus obligaciones financieras con el Grupo ENAP. Dentro de las partidas expuestas a este riesgo se distinguen 3 categorías: c.1) Activos financieros - Corresponde a los saldos de efectivo y equivalente, depósitos a plazo, operaciones con pactos de retrocompra y valores negociables en general. La capacidad del Grupo ENAP de recuperar estos fondos a su vencimiento depende de la solvencia del banco en el que se encuentren depositados. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política financiera que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como depositarias de los productos señalados arriba, así como límites máximos de concentración por institución. c.2) Obligaciones de contrapartes en derivados - Corresponde al valor de mercado a favor del Grupo ENAP de contratos derivados vigentes con bancos. Como mitigante a este riesgo, el Grupo ENAP tiene una política de administración de productos derivados que específica parámetros de calidad crediticia que deben cumplir las instituciones financieras para poder ser consideradas elegibles como contrapartes. c.3) Deudores por ventas - El riesgo de incobrabilidad de los deudores por venta del grupo es significativamente bajo, toda vez que casi la totalidad de las ventas locales (>95%) corresponden a facturación a las principales empresas distribuidoras de combustibles o a empresas distribuidoras de gas licuado. Por su parte, la incorporación de nuevos clientes está sujeta al análisis de su solvencia financiera y a su aprobación por el Comité de Crédito del Grupo ENAP. Dicho comité coordina las acciones de cobranza requeridas en caso de atraso en los pagos. El 30 de junio de 2020, la exposición total del Grupo ENAP a los deudores por venta ascendía a MUS$ 379.411 según se indica en

Deudo .


Deuda financiera corto plazo 14 520 - - - - 534

Deuda financiera largo plazo 34 55 5 100 90 - 285

Bonos internacionales 174 410 - - 600 1.980 3.165

Bonos locales - - - - - 367 367

Totales 223 985 5 100 690 2.347 4.350


Cuentas por pagar comerciales 445 5 - - - - 450 Cuentas por pagar entidades relacionadas 41 - - - - - 41 Derivados de cobertura 97 47 - - - 24 168

Totales 583 52 - - - 24 659


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No hay garantías por montos significativos para cubrir dicha exposición, pues, como se ha señalado, casi la totalidad de las ventas corresponden a empresas distribuidoras de combustible o de gas licuado, con las cuales el Grupo ENAP opera en base a ventas a crédito sin garantía. La estimación de deudores incobrables al 30 de junio de 2020 asciende a MUS$ 4.266. Información respecto a la Gestión de capital se encuentra en Not 5. ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES CRITICOS Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas La información contenida en estos estados financieros consolidados intermedios es de responsabilidad de la Alta Administración del Grupo ENAP. En los presentes estados financieros consolidados intermedios se han utilizado estimaciones realizadas por la Administración del Grupo ENAP y de las entidades consolidadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellos. Estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible sobre los hechos analizados, sin embargo, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja), lo que se haría conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva, reconociendo en el período los efectos del cambio de la estimación, si la revisión afecta sólo el presente período, o en el período de revisión y períodos futuros si el cambio afecta a ambos.

íticas icios en relación con el futuro sobre los valores en libros de los activos

y pasivos. Las estimaciones y los supuestos asociados se han basado en la experiencia histórica y en otros factores que son considerados relevantes. Los resultados reales podrían diferir de estas estimaciones. La administración necesariamente efectúa juicios y estimaciones que tienen un efecto sobre las cifras presentadas en los estados financieros, por lo tanto, cambios en estos supuestos y estimaciones podrían tener un efecto en los estados financieros consolidados intermedios. A continuación, se detallan las estimaciones y juicios críticos usados por la administración: 1. Deterioro de activos (excepto por plusvalía) Al cierre de cada año o a una fecha intermedia, en caso de que se observen indicadores de deterioro, la administración analiza el valor de los activos para determinar si han sufrido alguna pérdida por deterioro. En el caso que esta evidencia exista, una estimación del valor recuperable de cada activo es realizada, para determinar en cada caso, el monto del ajuste. En caso de identificar activos que no generan flujos de caja en forma independiente, se estima la recuperabilidad de la unidad generadora de efectivo a la que dicho activo pertenece. 2. Vidas útiles de Propiedades, planta y equipo - La administración del Grupo ENAP estima las vidas útiles y basado en ellas los correspondientes cargos por depreciación de sus propiedades, planta y equipo. Esta estimación está basada en estudios técnicos preparados por especialistas internos y externos. Cuando existan indicios que aconsejen cambios en las vidas útiles de estos bienes, ello debe hacerse utilizando estimaciones técnicas al efecto. La administración incrementará el cargo por depreciación cuando las vidas útiles sean inferiores a las vidas estimadas anteriormente o depreciará o eliminará activos obsoletos técnicamente o no estratégicos que se hayan abandonado o vendido. El Grupo ENAP revisa las vidas útiles estimadas de los bienes de propiedad, planta y equipo, al cierre de cada período de reporte financiero anual. 3. Provisión de obsolescencia de materiales y repuestos Los materiales y repuestos presentados bajo el rubro Inventarios pueden verse afectados por factores diversos tales como cambios tecnológicos, desuso, exposición ambiental, entre otros, para lo cual el Grupo ENAP realiza estimaciones y juicios a fin de determinar con la mayor información disponible provisiones de obsolescencia. Estas estimaciones son revisadas periódicamente en base a información adicional y mayor experiencia pudiendo afectar los valores determinados.


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4. Reservas de crudo y gas - La estimación de las reservas de crudo y gas es parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo ENAP. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Producción. La determinación de la reserva de crudo y gas se efectúa través del uso apropiado de los principios y técnicas de evaluación geológica y de ingeniería de petróleo que concuerdan con las prácticas reconocidas en la industria y en conformidad con las definiciones establecidas por la PRMS en 2007 (Petroleum Resources Management System). Estos estudios efectuados por nuestros especialistas son auditados regularmente por empresas especializadas y mundialmente reconocidas. 5. Valor razonable de los instrumentos derivados y otros instrumentos financieros - El valor razonable de los instrumentos financieros que no se negocian en un mercado activo se determina usando técnicas de valoración. El Grupo ENAP usa el juicio para seleccionar una variedad de métodos y hacer hipótesis que se basan principalmente en las condiciones de mercado existentes en la fecha de balance. En el caso de los instrumentos financieros derivados, los supuestos realizados están basados en las tasas de mercado cotizadas ajustadas por las características específicas del instrumento. Los otros instrumentos financieros se valorizan usando un análisis de los flujos de efectivo descontados basado en presunciones sustentadas, cuando sea posible, por los precios o tasas de mercado observadas. 6. Provisiones por litigios y otras contingencias - El costo final de la liquidación de denuncias y litigios puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por tanto, cualquier variación en circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión por contingencias registrada. 7. Provisiones por remediaciones medioambientales - El Grupo ENAP realiza juicios y estimaciones al registrar costos yestablecer provisiones para saneamientos y remediaciones medioambientales, principalmente saneamiento de fosas, que están basados en la información actual relativa a costos y planes esperados de remediación, momento del tiempo del desembolso efectivo, tasa de interés para descontar los flujos futuros, entre otros, con el fin de determinar su valor razonable. En el caso de las provisiones medioambientales, los costos pueden diferir de las estimaciones debido a cambios en leyes y regulaciones, descubrimiento y análisis de las condiciones del lugar, así como a variaciones en las tecnologías de saneamiento. Por tanto, cualquier modificación en los factores o circunstancias relacionados con este tipo de provisiones, así como en las normas y regulaciones, podría tener, como consecuencia, un efecto significativo en las provisiones registradas. 8. Cálculo del impuesto a las ganancias y activos por impuestos diferidos - Los activos y pasivos por impuestos se revisan en forma periódica y los saldos se ajustan según corresponda. El Grupo ENAP considera que los efectos impositivos futuros, basada en planes de negocios, circunstancias y leyes fiscales actuales, permiten la realización del activo neto de impuestos diferidos, es decir, se han estimado totalmente recuperables por la administración. Sin embargo, la posición fiscal podría cambiar, originando resultados diferentes con impacto en los montos reportados en los estados financieros consolidados intermedios. 6. EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO La composición de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es la siguiente:

30.06.2020 31.12.2019Detalle: MUS$ MUS$

Caja 67 45 Bancos 171.170 121.821 Depósitos a plazo y Fondos Mutuos 118.348 9.901

Totales 289.585 131.767


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El detalle de efectivo y equivalentes al efectivo en moneda de origen es el siguiente:

Los depósitos a plazo e inversiones en pactos tienen un plazo de vencimiento inferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan el interés de mercado para este tipo de inversiones. No existen restricciones a la disposición de efectivo. Al 30 de juniode 2020 y 31 de diciembre de 2019, no existen sobregiros bancarios, registrados como Efectivo y efectivo equivalente. 7. OTROS ACTIVOS FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES

El detalle al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

(b) El detalle de las inversiones en otras sociedades al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

30.06.2020 31.12.2019Detalle: Moneda MUS$ MUS$

Efectivo y equivalentes al efectivo US$ 231.963 105.070 Efectivo y equivalentes al efectivo Ch$ 37.772 10.864 Efectivo y equivalentes al efectivo AR$ 7.982 11.872 Efectivo y equivalentes al efectivo EG £ 11.868 3.961

Totales 289.585 131.767

30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019Detalle: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Derivados de cobertura (a) 6.461 - - 1.202 Inversión en otras sociedades (b) - - 12.569 12.570

Totales 6.461 - 12.569 13.772

Corrientes No Corrientes

País de 2020 2019 30.06.2020 31.12.2019

Detalle: Origen % % MUS$ MUS$

Terminales Marítimos Patagónicos S.A. Argentina 13,79 13,79 7.664 7.664 Electrogas S.A. Chile 15,00 15,00 4.901 4.901 Asociación Gremial de Industriales Químicos C.P.A. Chile N/A N/A 4 5

Totales 12.569 12.570

Participación


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El Grupo ENAP clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: costo amortizado, valor razonable con cambios en resultados, según el siguiente detalle al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019:

8. OTROS ACTIVOS NO FINANCIEROS CORRIENTES Y NO CORRIENTES El detalle del rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

9. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR La composición de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

Los valores razonables de deudores por ventas, deudores varios y otros deudores son similares a sus valores libros. a) Cuentas por cobrar vencidas y no deterioradas, vigentes: A continuación, se detalla la vigencia de las cuentas por cobrar vencidas, pero no deterioradas:

30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019Otros activos financieros MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados - 12.569 12.570 Coberturas 6.461 - - 1.202

Totales 6.461 - 12.569 13.772

Corrientes No corrientes

30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019Detalle: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Arriendos de naves pagados por anticipado 4.711 3.873 - - Gastos pagados por anticipado SS/EE Torquemada 581 581 1.357 1.648 Seguros pagados por anticipado 27.060 11.261 - - Catalizadores y platino para catalizador - - 32.754 32.754 Otros 2.529 2.367 - -

Total 34.881 18.082 34.111 34.402



30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019

Detalle: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Deudores por ventas 379.411 619.711 - -

Deudores varios 25.671 32.756 102 133

Otros deudores 31.125 28.148 8.294 9.550

Estimación deudores incobrables (4.266) (4.266) - -

Totales 431.941 676.349 8.396 9.683


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Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 existen cuentas vigentes por MUS$ 351.493 y MUS$ 575.491 respectivamente. Los saldos vencidos y no deteriorados incluidos en este rubro devengan intereses, calculados utilizando la tasa máxima convencional publicada en el Diario Oficial. b) Pérdidas crediticias esperadas: El monto de la provisión de cuentas incobrables al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

Considerando la solvencia de los deudores y el comportamiento histórico de la cobranza, y el análisis de pérdidas crediticias esperadas, el Grupo ha estimado que la provisión de deudores incobrables al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es suficiente.

30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$

De 1 día hasta 5 días 15.910 16.812

De 6 días hasta 30 días 17.626 11.887



Más de 91 días hasta 1 año 32.620 31.941

Más de 1 año 15.259 11.002

Totales 96.666 100.858

Total Corrientes

30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$

Saldo al inicio del ejercicio (4.266) (4.269)

Aumento de provisión incobrables - 3

Totales (4.266) (4.266)


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10. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS Las cuentas por cobrar, por pagar y las transacciones con partes relacionadas al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, son las siguientes: a) Cuentas por cobrar corrientes:

b) Cuentas por pagar corrientes:

Los saldos por cobrar y pagar a empresas relacionadas corrientes, al cierre de cada período, se originan principalmente en transacciones del giro consolidado, están pactados en pesos chilenos y dólares, sus plazos de cobros y/o pagos no exceden los 60 días, y en general no tienen cláusulas de reajustabilidad ni intereses. c) Transacciones con partes relacionadas:

30.06.2020 31.12.2019

RUT Sociedad País Relación Moneda MUS$ MUS$

61.979.830-9 Ministerio de Energía Chile Indirecta $ 27.076 10.858 76.418.940-K GNL Chile S.A. Chile Asociada US$ 57.249 36.244 96.762.250-8 Gasoducto del Pacífico Chile S.A. Chile Asociada US$ 308 1.058 96.861.390-1 Innergy Soluciones Energéticas S.A. Chile Asociada US$ 1.141 337 78.889.940-8 Norgas S.A. Chile Asociada US$ 393 393 81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. Chile Asociada US$ 1.134 687

Totales 87.301 49.577

30.06.2020 31.12.2019

Relación MUS$ MUS$

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. Chile Asociada US$ 1.697 2.600 76.418.940-K GNL Chile S.A. Chile Asociada US$ 38.417 - 96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Chile Asociada US$ 327 350

Otras US$ 106 113

Totales 40.547 3.063

RUT Sociedad País Moneda

Descripción de la 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019Relación transacción MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

76.418.940-K GNL Chile S.A. Chile Asociada Compra de gas natural 118.076 204.561 - -

Anticipos por compra de gas 10.174 33.437 - - Dividendos percibidos - 2.891 - -

81.095.400-0 Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Chile Asociada Compra de servicios 17.645 22.554 - - Dividendos percibidos 659 783 - - Dividendos provisionados 850 1.884 - -

96.856.650-4 Innergy Holding S.A. Chile Asociada Compra de servicios 2.358 2.451 - -

Venta de productos 545 3.282 110 332Disminución de capital 1.000 - - -

96.856.700-4 Innergy Transportes S.A. Chile Asociada Operación Planta 529 751 - - 76.788.080-4 GNL Quintero S.A. Chile Asociada Dividendos percibidos 2.081 1.904 - - 96.655.490-8 Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Chile Asociada Compra de servicios 1.710 1.999 - - 96.762.250-8 Gasoducto del Pacífico Chile S.A. Chile Asociada Dividendos percibidos 750 - - -

Dividendos provisionados 308 - - -

61.979.830-9 Ministerio de Energía Chile Indirecta Compensación de Gas 37.116 41.011 37.116 41.011

RUT Sociedad País


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d) Remuneración pagada al Honorable Directorio

Con fecha 1 de diciembre de 2017, entró en vigor la Ley N° 21.025, que establece un Nuevo Gobierno Corporativo para ENAP y le otorga un nuevo sistema de gobernanza a la Empresa, estableciendo con claridad los roles de decisión, supervisión y ejecución de las decisiones. En sesión ordinaria N° 1182 del 30 de abril de 2019 del Honorable Directorio de ENAP, se aprueba la propuesta de remuneraciones para los directores de sus empresas filiales Enap Refinerías S.A. y Enap Sipetrol S.A. En Oficio Ordinario N° 1418 de fecha 12 de julio de 2019 del Ministerio de Hacienda se autoriza la retribución del H. Directorio de ambas filiales. (*) Con fecha 26 de junio de 2020, la presidenta del H. Directorio, presentó su renuncia efectiva. En su reemplazo asumió de manera interina el director Sr. Fernando Massú Tare. La retribución a los miembros del Honorable Directorio no tiene relación con los resultados de la Empresa. Personal Clave de la Gerencia - Las remuneraciones brutas de la plana ejecutiva devengadas y pagadas durante el período de seismeses terminado el 30 de junio de 2020, ascienden a MUS$ 1.190 (MUS$ 1.519 al 30 de junio de 2019) y considera las posiciones ejecutivas principales del Grupo. Los cargos considerados en los montos informados corresponden a aquellos ejecutivos que tienen autoridad y responsabilidad para planificar, dirigir y controlar las actividades de la entidad. La Empresa no mantiene obligaciones devengadas a los ejecutivos principales por concepto de beneficios de largo plazo y pagos basados en acciones. Planes de incentivos para ejecutivos - El Grupo ENAP cuenta con un Sistema de Renta Variable (SRV) que aplica a todos sus ejecutivos, con excepción del Gerente General, para lo cual provisiona al cierre de cada período contable una estimación de este desembolso el cual se paga durante el primer trimestre del año siguiente. Su propósito es incentivar la agregación de valor al Grupo ENAP, mejorando el trabajo en equipo y el desempeño individual. Los factores considerados para la determinación del incentivo son los siguientes: Resultados financieros anuales de la empresa; Resultados de área y nivel de cumplimiento de metas alcanzado por cada gerencia. Resultados individuales.

01.01.2020 01.01.201930.06.2020 30.06.2019

Nombre Rut Cargo MUS$ MUS$

María Loreto Silva Rojas 8.649.929-0 Presidente (*) 15 25 Fernando Massú Tare 6.783.826-2 Vicepresidente 24 14 Rodrigo Cristóbal Azócar Hidalgo 6.444.699-1 Director 23 16 Ana Beatriz Holuigue Barros 5.717.729-2 Directora 17 19 José Luis Mardones Santander 5.201.915-K Director 25 19 Claudio Fernando Skármeta Magri 5.596.891-8 Director 27 20 Marcos Mauricio Varas Alvarado 10.409.044-3 Director 16 16

Total 147 129


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11. INVENTARIOS La composición de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es la siguiente:

Tal como se indica en Nota 3, la Empresa toma instrumentos de cobertura (Time Sread Swap TSS) para cubrir el riesgo de commodity de crudo ICE Brent, que forma parte del inventario de materia prima y productos, de esta forma el inventario se ajusta a su valor razonable a la fecha de cada cierre mensual. Al 30 de junio de 2020, los efectos devengados asociados a la partida cubierta (stock de petróleo crudo en inventario) de los instrumentos de cobertura del valor razonable, se reconocen contablemente formando parte del costo del inventario de crudo por MUS$ 70.608 y productos terminados por MUS$ 19.943 (al 31 de diciembre de 2019 por MUS$ 13.243 y MUS$ 27.601 respectivamente). Información adicional de inventarios:

El Grupo ENAP no presenta inventarios pignorados en garantías de cumplimiento de deudas al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019. 12. IMPUESTOS CORRIENTES, DIFERIDOS Y BENEFICIO (GASTO) POR IMPUESTO A LAS GANANCIAS a) Activos y pasivos por impuestos corrientes: El detalle de los impuestos corrientes al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

30.06.2020 31.12.2019Detalle: MUS$ MUS$

Petróleo crudo en existencias 231.015 277.280 Petróleo crudo en tránsito 28.259 4.202 Productos terminados 357.512 483.967 Productos en tránsito 17.022 582 Materiales en bodega y en tránsito 77.197 79.256

Totales 711.005 845.287

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Importe de ajuste a valor razonables de inventarios 49.707 139.330 442.615 (44.491)Costos de inventarios reconocidos en el período (2.230.169) (3.424.734) (619.199) (1.723.611)

30.06.2020 31.12.2019Activos por impuestos corrientes: MUS$ MUS$

IVA Crédito Fiscal 59.302 74.359 Impuestos por recuperar extranjeros 10.529 8.631 Impuesto específico a los combustibles 793 4.626 Otros impuestos por recuperar 2.639 2.216

Totales 73.263 89.832


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Activos y pasivos por impuestos diferidos: El origen de los impuestos diferidos registrados al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

En el balance los impuestos diferidos se presentan de la siguiente manera:

30.06.2020 31.12.2019Pasivos por impuestos corrientes: MUS$ MUS$

IVA Débito Fiscal 8.974 - Impuesto específico a los combustibles 55.348 61.048 Impuestos de retención 2.036 2.582 Regalías y derechos de explotación 2.983 4.117 Impuestos a la renta por pagar, neto 16.458 27.795 Otros impuestos varios 1.213 76

Totales 87.012 95.618

Activos Pasivos Activos Pasivos

Diferencia temporal: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Relativos a pérdidas fiscales 1.443.207 - 1.324.420 - Relativos a deterioros 51.916 - 67.284 - Relativos a valor neto realizable de inventarios - 22.638 - 10.211 Relativos a otras provisiones 31.235 - 38.770 - Relativos a propiedades, planta y equipo 74.168 143.387 66.218 154.400 Relativos a derechos de uso - 51.409 - 40.603 Relativos a arrendamientos 57.810 - 47.103 - Relativos a reservas de cobertura 4.541 - - 267 Relativos a gastos diferidos - 64.993 - 70.626 Relativos a obligaciones por indemnizaciones - 3.816 - 1.235 Relativos a otros - 8.229 4.941 -

Totales 1.662.877 294.472 1.548.736 277.342

30.06.2020 31.12.2019

Diferencia temporal:Activos Pasivos Activos Pasivos

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Presentación estados financieros consolidados 1.381.027 12.622 1.283.359 11.965

30.06.2020 31.12.2019


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b) Beneficio (gasto) por impuestos corrientes Todas las empresas que forman parte del Grupo ENAP presentan individualmente sus declaraciones de impuestos, de acuerdo con la norma fiscal aplicable en cada país. El (Gasto) ingreso tributario y diferido del período de seis meses terminado al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

Información adicional:

La tasa utilizada en Chile es de 25% en 2020 y 2019, la cual corresponde a la tasa de impuesto a la renta legal. Las tasas de impuestos correspondientes a otras jurisdicciones son: Argentina un 30% en 2020 (30% en año 2019), en Ecuador es de un 25% en 2020 y 2019. En Uruguay la filial por no tener operaciones en el país no está sometida a impuesto. En Egipto el contrato de operación conjunta con EGPC otorga un régimen sin impuesto para ENAP.

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

80.148 106.802 15.904 (1.748)1.239 (4.117)

Importe en otros rubros (280) 1.414

97.011 102.351 Cambios en activos y pasivos por impuestos diferidos

Importe reconocido en resultados acumulados

Importe reconocido en el resultado del periodo Importe reconocido en otros resultados integrales

Cambios en activos netos por impuestos diferidos (presentación):

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

Beneficio (gasto) por Impuestos Corrientes a las Ganancias MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

(Gasto) por impuestos corrientes (16.530) (23.643) (7.789) (15.937)

(Gasto) por impuestos corrientes, neto, total (16.530) (23.643) (7.789) (15.937)

Ingreso diferido por impuestos relativos a la creación y reversión de diferencias temporarias 80.147 44.919 34.577 26.369

Ingreso por impuestos diferidos, neto, total 80.147 44.919 34.577 26.369

Beneficio por impuesto a las ganancias 63.617 21.276 26.788 10.432

Conciliación del Gasto por Impuestos Utilizando la Tasa Legal con el Gasto por Impuestos Utilizando la Tasa Efectiva

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 31.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$Ingreso (gasto) por impuestos utilizando la tasa legal 48.321 741 30.569 1.445 Efecto impositivo de tasas en otras jurisdicciones (931) 5.111 (2.695) 2.143 Efecto impositivo de ingresos ordinarios no imponibles 2.432 1.150 1.033 149 Efecto impositivo impuesto único Ley 2.398 25.303 19.573 6.315 11.811 Efecto impositivo dividendos sin crédito filiales y asociadas (1.876) (7.931) (1.726) (7.931)Otro incremento (decremento) en cargo por impuestos legales (9.632) 2.632 (6.708) 2.815 Ajustes al gasto por impuestos utilizando la tasa legal, total 15.296 20.535 (3.781) 8.987

Ingreso (gasto) por impuestos utilizando la tasa efectiva 63.617 21.276 26.788 10.432


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ENAP Matriz, se afecta en forma adicional con una tasa de 40% correspondiente a un impuesto único que afecta a las empresas del Estado de Chile, de acuerdo con el Decreto Ley N° 2.398. Reforma Tributaria en Argentina Con fecha 29 de diciembre de 2017, fue publicada en el Boletín Oficial de La República Argentina la Ley N° 27.430 de Reforma tributaria, que entró en vigencia al día siguiente de su publicación. Uno de los principales cambios de la Reforma tributaria fue la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias que grava las utilidades empresarias no distribuidas del 35% a 25% a partir del 1° de enero de 2020, con un esquema de transición para los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019, inclusive, en los cuales la alícuota sería del 30%. La Ley de Solidaridad N° 27.541/2019 incorporó reforma estableciendo para los ejercicios 2018 a 2021, inclusive, una tasa de impuesto del 30%. A partir del año 2022, en adelante, será de 25%. Reforma Tributaria en Ecuador Mediante Registro Oficial No. 111 publicado el 30 de diciembre 2019, Capítulo III Art.56, se estable la contribución única y temporal para las sociedades que realicen actividades económicas, y que hayan generado ingresos gravados iguales o superiores a un millón de dólares de los Estados Unidos de América (USD$1.000.000,00) en el ejercicio fiscal 2018, pagarán una contribución única y temporal, para los ejercicios fiscales 2020, 2021 y 2022, sobre dichos ingresos, de acuerdo al siguiente detalle:

Ingresos gravados desde US$ 1.000.000,00 a US$ 5.000.000,00, contribución de 0,1% Ingresos gravados desde US$ 5.000.000,01 a US$ 10.000.000,00, contribución de 0,15% Ingresos gravados desde US$ 10.000.000,01 en adelante, contribución de 0,20%

Esta contribución no podrá ser utilizada como crédito tributario, ni como gasto deducible para la determinación de liquidación de otros tributos durante los años 2020, 2021,2022. Las sociedades pagarán esta contribución teniendo como referencia el total deingresos gravados contenidos en la declaración del impuesto a la renta ejercicio 2018, inclusive los ingresos que se encuentren un régimen de impuesto a la renta único. En ningún caso esta contribución será superior al veinte y cinco por ciento 25% de impuesto a la renta causado del ejercicio fiscal 2018. 13. INVERSIONES CONTABILIZADAS UTILIZANDO EL MÉTODO DE LA PARTICIPACIÓN A continuación, se presenta un detalle de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación y los movimientos de éstas al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019: a) Detalle de las inversiones:

Sociedades Actividad PrincipalPaís de Origen Moneda

2020%

2019%

A&C Pipeline Holding Inversión y financiamiento en general I.Cayman USD 36,25 36,25Compañía Latinoamericana Petrolera S.A.Exploración y explotación de petróleo, gas y derivados Chile CLP 40,00 40,00Empresa Nacional de Geotermia S.A. Exploración y explotación de energía geotérmica Chile USD 49,00 49,00Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. Transporte de gas natural Chile USD 25,00 25,00Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Transporte de gas natural Argentina USD 22,80 22,80Geotermica del Norte S.A. Exploración y explotación de energía geotérmica Chile USD 15,41 15,41GNL Chile S.A. Almacenamiento, procesamiento y regasificacion de gas natural Chile USD 33,33 33,33GNL Quintero S.A. Puesta en marcha de terminal de regasificación de "GNL" Chile USD 20,00 20,00Innergy Holding S.A. Explotar y operar toda clase de redes de transporte de gas natural. Chile USD 25,00 25,00Norgas S.A. Importación, exportación y compra de gas licuado de petróleo y su venta Chile CLP 42,00 42,00Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Argentina USD 35,79 35,79Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. Construcción y explotación de un oleoducto trasandino Argentina-Chile Chile USD 35,83 35,83Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. Transportar combustibles y sus derivados Chile CLP 10,06 10,06

Participación


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b) Movimiento de inversiones:

c) Información adicional de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación. Valor Razonable Ninguna de las inversiones contabilizadas utilizando el método de la participación tiene precios de cotización públicos por lo que no se revela su valor razonable. Participaciones menores al 20% en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. y Geotérmica del Norte S.A. El Grupo ENAP ejerce influencia significativa en Sociedad Nacional de Oleoductos S.A. a pesar de tener una participación porcentual menor al 20%, debido a la existencia de transacciones de importancia relativa entre el inversor y la participada, además de participar en las decisiones comerciales y financieras.

Al 30 de junio de 2020

Saldo inicial

01.01.2020 Adiciones

Participa-ción en

resultado Dividendos Diferencia conversión

OtrosIncremento

(Decremento)Saldo

final 30.06.2020Sociedades MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

A&C Pipeline Holding 152 - - - - - 152Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 218 - 5 - (18) - 205Empresa Nacional de Geotermia S.A. 1.291 - 49 - - - 1.340Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. 4.051 - 288 - - - 4.339Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. 10.241 - 827 - - - 11.068Geotérmica del Norte S.A. 77.062 - 335 - - - 77.397GNL Chile S.A. 1.875 - (1.616) - - - 259GNL Quintero S.A. 11.219 - 7.880 (2.081) - 1.299 18.317Innergy Holding S.A. 7.450 - 1.306 - - (1.000) 7.756Norgas S.A. 1.216 - 36 - (147) - 1.105Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. 1.862 - (234) - - - 1.628Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. 5.475 - (273) - - - 5.202Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. 9.638 - 1.126 (1.106) (870) - 8.788

Totales 131.750 - 9.729 (3.187) (1.035) 299 137.556

Al 31 diciembre de 2019Saldo inicial

01.01.2019 Adiciones

Participa-ción en

resultado Dividendos Diferencia conversión

OtrosIncremento

(Decremento)

Saldo final

31.12.2019Sociedades MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

A&C Pipeline Holding 152 - - - - - 152Compañía Latinoamericana Petrolera S.A. 233 - 2 - (17) - 218Empresa Nacional de Geotermia S.A. 1.432 - (141) - - - 1.291Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. 3.058 - 993 - - - 4.051Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. 10.365 - 2.141 - - (2.265) 10.241Geotérmica del Norte S.A. 77.368 - (306) - - - 77.062GNL Chile S.A. 4.399 - (362) (2.162) - - 1.875GNL Quintero S.A. 8.445 - 11.243 (11.066) - 2.597 11.219Innergy Holding S.A. 6.939 - 2.386 - - (1.875) 7.450Norgas S.A. 1.694 - 167 (125) (128) (392) 1.216Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. 2.111 - (249) - - - 1.862Oleoducto Trasandino (Chile ) S.A. 5.638 - (163) - - - 5.475Sociedad Nacional de Oleoducto S.A. 10.388 - 3.611 (3.375) (986) - 9.638

Totales 132.222 - 19.322 (16.728) (1.131) (1.935) 131.750


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Respecto a la inversión en la sociedad Geotérmica del Norte S.A., aun cuando la participación es menor al 20%, ENAP mantiene un Director, de un total de cuatro. Cambios y/o modificación de la participación en asociadas En los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y al 31 de diciembre de 2019 no hubo cambios de la participación en asociadas. d) Detalle de información financiera El resumen de los estados financieros de las sociedades coligadas con influencia significativa es el siguiente:

14. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO A continuación, se presentan los movimientos de los rubros de propiedades, planta y equipo:

SociedadesActivos

corrientesActivos no corrientes

Pasivos corrientes

Pasivos no corrientes

IngresosUtilidad/(pérdida)

% MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Geotérmica del Norte S.A. 15,41 13.292 542.240 52.863 422 16.839 2.623Gnl Chile S.A. 33,33 97.818 2.069.019 175.366 1.990.690 337.952 (4.847)Gnl Quintero S.A. 20,00 535.887 836.323 44.279 1.236.350 120.081 39.397Sonacol S.A. 10,06 7.720 241.380 60.859 100.889 28.912 11.191

Otras inversiones - 81.730 130.046 20.066 69.430 32.369 9.618

Total 736.447 3.819.008 353.433 3.397.781 536.153 57.982


Participación

SociedadesActivos

corrientesActivos no corrientes

Pasivos corrientes

Pasivos no corrientes

IngresosUtilidad/(pérdida)

% MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Geotérmica del Norte S.A. 15,41 25.078 502.540 26.800 742 32.596 1.000Gnl Chile S.A. 33,33 89.695 2.149.901 214.457 2.019.510 829.899 (1.085)Gnl Quintero S.A. 20,00 486.851 846.951 68.427 1.209.278 211.227 56.214Sonacol S.A. 10,06 7.257 267.103 64.674 113.877 80.061 35.897Otras inversiones - 78.259 140.626 16.383 84.398 87.800 22.737Total 687.140 3.907.121 390.741 3.427.805 1.241.583 114.763

Al 31 diciembre de 2019

Participación

Periodo Actual Terrenos EdificiosPlanta y equipos

Instala-ciones

Construc-ción

en cursoInversiónen E&P Otros Total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2020 230.342 15.488 1.291.112 32.171 304.040 1.128.301 81.634 3.083.088Adiciones - - 16.295 71 28.891 78.895 509 124.661Resultado por campañas exploratorias y pozos secos - - - - - (6.372) - (6.372)Gasto por depreciación - (682) (109.829) (3.121) - (89.279) (9.388) (212.299)Estudios geológicos y costos no absorbidos - - - - - 487 - 487Transferencias - 999 199.820 14 (202.007) (5.688) 6.862 - Otros incrementos (decrementos) - - (5) - - (315) 1.712 1.392Cambios, total - 317 106.281 (3.036) (173.116) (22.272) (305) (92.131)

Saldo final al 30 de junio de 2020 230.342 15.805 1.397.393 29.135 130.924 1.106.029 81.329 2.990.957


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A continuación, se presentan los saldos del rubro:

Año Anterior Terrenos EdificiosPlanta y equipos

Instala-ciones

Construc-ción

en cursoInversiónen E&P Otros Total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2019 230.342 14.059 1.214.062 38.519 435.599 1.157.079 77.200 3.166.860Adiciones - 603 67.733 - 87.387 242.796 5.279 403.798Resultado por campañas exploratorias y pozos secos - - - - - (27.749) - (27.749)Castigos y bajas - - (2.787) - (694) (2.326) - (5.807)Gasto por depreciación - (1.384) (219.044) (6.976) - (199.710) (12.751) (439.865)Estudios geológicos y costos no absorbidos - - - - - (641) - (641)Transferencias - 2.210 218.949 628 (221.849) (14.397) 14.459 - Otros incrementos (decrementos) - - 12.199 - 3.597 (26.751) (2.553) (13.508)Cambios, total - 1.429 77.050 (6.348) (131.559) (28.778) 4.434 (83.772)

Saldo final al 31 de diciembre de 2019 230.342 15.488 1.291.112 32.171 304.040 1.128.301 81.634 3.083.088

Propiedades, Planta y Equipo, Bruto 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Terrenos 230.342 230.342 Edificios 79.514 78.515 Planta y equipos 4.111.536 3.895.426 Instalaciones 121.343 121.258 Construcción en curso 141.150 314.266 Inversiones en E&P (Exploración y Producción) 4.691.481 4.639.063 Otros 221.319 213.569

Totales 9.596.685 9.492.439

Propiedades, Planta y Equipo, Depreciación Acumulada 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Edificios 63.709 63.027 Planta y equipos 2.724.369 2.614.540 Instalaciones 92.208 89.087 Inversiones en E&P (Exploración y Producción) 3.585.452 3.510.762 Otros 139.990 131.935

Totales 6.605.728 6.409.351

Propiedades, Planta y Equipo, Neto 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Terrenos 230.342 230.342 Edificios 15.805 15.488 Planta y equipos 1.387.167 1.280.886 Instalaciones 29.135 32.171 Construcción en curso 141.150 314.266 Inversiones en E&P (Exploración y Producción) 1.106.029 1.128.301 Otros 81.329 81.634

Totales 2.990.957 3.083.088


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No existen bienes correspondientes al activo fijo entregados en garantía, ya sea hipotecas o prendas. Información adicional a) Construcción en curso: Las construcciones en curso al 30 de junio de 2020 corresponden principalmente a mantención de Plantas, estanques y ductos, además de mantención de plantas, estanques y ductos. b) Costos de desmantelamiento, retiro o rehabilitación: El Grupo ENAP como parte de sus costos de activo fijo mantiene activados gastos de desmantelamiento de plataformas y campos petroleros. c) Capitalización de intereses: El Grupo ENAP durante el período terminado al 30 de junio de 2020 no ha activado intereses en proyectos en ejecución. d) Seguros: El Grupo ENAP tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos de propiedad, planta y equipo, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el período de su actividad, dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos. Adicionalmente, está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocurrir como consecuencia de una paralización. e) Costo por depreciación: El cargo a resultados por concepto de depreciación del ejercicio incluido en los costos de ventas, distribución y gastos de administración es el siguiente:

f) Deterioro de activos: Ver Nota 16. g) Otros incrementos (decrementos): Al 31 de diciembre de 2019, se incluye principalmente los efectos del recálculo de

abandono de pozos de Área Magallanes y Campamento Central, debido a la extensión de la concesión por MU$ (24.194) y reverso de provisión de obsolescencia de materiales por MUS$ 14.240.

h) Compromisos de adquisición: Al 30 de junio de 2020, el Grupo ha asumido compromisos contractuales para la adquisición

de propiedad, planta y equipos por un monto de MUS$ 60.649.

i) Activos fuera de servicios: Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 no existen elementos o activos esenciales que se encuentren temporalmente fuera de servicio, o cuya inversión este totalmente depreciada ni retirados de su uso activo, tampoco existen bienes retirados de su uso activo y no clasificados como mantenidos para la venta de acuerdo con la NIIF 5.Las propiedades, plantas y equipos corresponden principalmente a plantas y equipos de refinerías y sus mantenciones mayores, bloques de explotación, que incluyen pozos e inversiones de explotación que permiten la ejecución del negocio del Grupo ENAP.

j) Flujos de efectivo surgidos de la exploración y evaluación de recursos minerales: Corresponden en su totalidad a

actividades de operación y no forman parte de las actividades de inversión, dado el criterio de esfuerzos exitosos revelado en la nota de criterios N° 3,i,iii .

k) Inversiones en exploración y producción a través de operaciones conjuntas y contratos de operación

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.2019

30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

En costos de venta 205.696 205.916 102.848 107.335

En costos de distribución 5.484 4.951 2.742 2.580

En gastos de administración 1.119 1.141 506 288

Totales 212.299 212.008 106.096 110.203


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A continuación, se presenta un detalle de las inversiones en E&P a través de operaciones conjuntas entre ENAP y empresas privadas, los cuales forman parte del rubro Inversión en E&P del rubro propiedades, planta y equipos del Grupo:

Adicional a lo anterior, al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, las filiales de Enap Sipetrol S.A., en Argentina y Ecuador, operan los siguientes negocios asociados a contratos de explotación y desarrollo de campos petrolíferos, las cuales se reconocen contablemente dentro de cada uno de los rubros del estado financieros:

(*) Detalle y estado de cada uno de los proyectos se encuentra en Nota 17 y 18. 15. DERECHOS DE USO Y OBLIGACIONES POR ARRENDAMIENTO a) Derechos de uso - Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 el movimiento del rubro Derechos de uso asociado a activos sujetos a NIIF 16 por clase de activo subyacente, es el siguiente:

Operaciones conjuntas 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes 50,00 50,00 314.576 334.249 - - 314.576 334.249 Campamento Central Cañadón Perdido 50,00 50,00 46.705 45.132 - - 46.705 45.132 Cam 2A Sur 50,00 50,00 83 82 - - 83 82 East Ras Qattara 50,50 50,50 33.629 31.425 - - 33.629 31.425 Petrofaro 50,00 50,00 3.728 3.728 - - 3.728 3.728 El Turbio Este 50,00 50,00 3.958 3.753 - - 3.958 3.753

Totales 402.679 418.369 - - 402.679 418.369

Porcentaje Inversión neta Menos: Inversión netade participación antes de deterioro Pérdidas por deterioro en operación conjunta

Otros Negocios 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Paraíso, Biguno, Huachito 24.122 25.776 - - 24.122 25.776 Mauro Dávalos Cordero 140.924 139.922 - - 140.924 139.922 Intracampos 68.491 67.022 - - 68.491 67.022 El Turbio Este 3.958 3.753 - - 3.958 3.753

Totales 237.495 236.473 - - 237.495 236.473

Inversión neta Menos: Inversión netaantes de deterioro Pérdidas por deterioro en otros negocios

Contratos plantas de hidrógeno

Contratos de operación terrestre

Contratos de operación

naviera


aérea Inmueble Otros TotalesMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldos al 01 de enero de 2020 67.938 13.233 29.036 5.805 11.743 5.396 133.151Adiciones - 3.518 56.038 - - - 59.556Amortización del periodo (1.185) (1.733) (12.471) (821) (898) (663) (17.771)

Saldo al 30 de junio de 2020 66.753 15.018 72.603 4.984 10.845 4.733 174.936


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b) Pasivos por arrendamiento: El siguiente es un análisis de vencimiento de los pasivos de arrendamiento:

Al 30 de junio de 2020, el riesgo de liquidez asociado a estos vencimientos está cubierto con los flujos operacionales de la Empresa. ENAP no tiene restricciones asociados a los arrendamientos. El Grupo ENAP tiene ciertos contratos, los cuales contienen opciones de renovación y para los cuales se tiene certidumbre razonable que se ejercerá dicha opción (indefinidamente o por un período indicado), el período de arrendamiento usado para efectuar lamedición del pasivo y activo corresponde a dicho período salvo que sea la vida útil del bien involucrado menor, en cuyo caso la vida útil del bien está considerada como el plazo del contrato. No existen convenios incorporados en los contratos de arrendamiento a ser cumplidos por la Empresa a través de la vida de dichos contratos. La Empresa no tiene ningún otro flujo de efectivo al que está expuesto con respecto a los pasivos de arrendamiento anteriormenteinformados.

Contratos plantas de hidrógeno

Contratos de operación terrestre


naviera


aérea Inmueble Otros TotalesMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldos al 01 de enero de 2019 - 17.930 56.934 7.447 12.926 1.566 96.803Adiciones 70.511 - - - 614 6.611 77.736Amortización del ejercicio (2.573) (4.697) (27.898) (1.642) (1.797) (2.781) (41.388)

Saldo al 31 de diciembre de 2019 67.938 13.233 29.036 5.805 11.743 5.396 133.151

Al 30 de junio de 2020 CorrienteTotal + 1 a 3 años + 3 a 5 años + de 5 años Total

Arrendamiento asociado a MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$Contratos plantas de hidrógeno 2.422 5.216 5.754 75.908 86.878 Contratos de operación terrestre 3.253 2.980 2.282 7.442 12.704 Contratos de operación naviera 29.983 37.706 6.077 - 43.783

Contratos de operación aérea 1.686 3.225 418 - 3.643 Contrato por Inmueble 1.682 3.473 3.387 2.650 9.510 Otros 1.299 2.734 833 - 3.567

Totales 40.325 55.334 18.751 86.000 160.085

No Corriente

Al 31 de diciembre de 2019 CorrienteTotal + 1 a 3 años + 3 a 5 años + de 5 años Total

Arrendamiento asociado a MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$Contratos plantas de hidrógeno 2.363 5.089 5.614 77.400 88.103 Contratos de operación terrestre 1.562 2.250 2.231 8.032 12.513 Contratos de operación naviera 13.940 14.425 1.953 - 16.378 Contratos de operación aérea 1.653 3.459 1.036 - 4.495 Contrato por Inmueble 1.539 3.641 3.347 3.511 10.499 Otros 1.445 2.711 1.534 - 4.245

Totales 22.502 31.575 15.715 88.943 136.233

No Corriente


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La siguiente tabla reporta el movimiento de la obligación por pasivos de arrendamiento y los flujos del período:

16. PÉRDIDAS POR DETERIORO Y PROVISIONES i) Deterioro Activos Dadas las inversiones proyectadas para el año 2020 y siguientes, el nivel de perforación de pozos, consideraciones del desarrollo de área relevante para el potencial de negocio en gas no convencional, estimación de precios a largo plazo para venta empresas yresidenciales, y los efectos de cambios en el contexto de los actores que participan en el desarrollo de la industria. La estimación se ha conformado con los flujos de inversiones hasta el año 2030 y de ahí en adelante se realiza una proyección del último flujo por 20 años lo cual cubre aproximadamente las reservas existentes. Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 no se han realizado ajustes por pruebas de deterioros. ii) Abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables En el rubro Inversiones en Exploración y Producción de propiedades, planta y equipo se presentan las disminuciones por abandono de pozos secos exploratorios sin reservas comercialmente explotables, según el siguiente detalle:

30.06.2020 31.12.2019

Pasivo de arrendamiento MUS$ MUS$Saldos netos al inicio del período/ejercicio 158.735 99.435Pasivos de arrendamiento generados 59.788 100.133Gasto por intereses 3.845 8.209Pagos de capital (18.113) (40.833)Pagos de intereses (3.845) (8.209)

Saldo final del período/ejercicio 200.410 158.735

Total Flujo de efectivo, asociado con pasivos de arrendamiento (18.113) (40.833)

Flujo total de efectivo para el período / ejercicio finalizado al

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.2019

30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Resultado campaña exploratoria y pozos secos 6.372 11.341 3.821 2.333

Abandono de fozas, remediación medio ambiente y otros - 694 - 33

Total Resultado por campañas exploratorias y pozos secos 6.372 12.035 3.821 2.366

Acumulado Trimestre


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17. PARTICIPACIONES EN OPERACIONES CONJUNTAS A continuación, se detallan las principales operaciones de explotación y exploración, controladas conjuntamente a través de las cuales se obtienen ingresos e incurren en gastos. Los activos y pasivos de cada una de las operaciones conjuntas al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 son las siguientes:

A continuación, se detallan los ingresos ordinarios, costos y resultados de cada una de las operaciones conjuntas por los añosterminados al 30 de junio de 2020 y 2019.

a) Explotación (a) Área Magallanes Con fecha 4 de enero de 1991, Enap Sipetrol Argentina S.A. e YPF S.A. celebraron un contrato de Unión Transitoria de Empresas(UTE), con el objeto de ejecutar trabajos de desarrollo y explotación de hidrocarburos en Área Magallanes, bloque ubicado en la boca oriental del Estrecho de Magallanes, Argentina. Con fecha 17 de noviembre de 2014, la Sociedad, representada por su Gerente General y el Presidente y CEO de YPF, firmaron unacuerdo privado que extiende la relación entre ambas compañías hasta el 14 de noviembre de 2027 con la posibilidad de nueva extensión hasta el año 2042. Este acuerdo, permite extender las reservas hasta el nuevo plazo del acuerdo. Enap Sipetrol Argentina S.A. como operador de esta concesión, es responsable de ejecutar todas las operaciones y actividades en esta área.

Operaciones conjuntas 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes (a) 50,00 50,00 26.029 38.022 324.948 346.104 113.938 114.968 228.914 248.838 Campamento Central Cañadón Perdido (b) 50,00 50,00 12.999 14.459 47.174 45.587 1.171 2.028 20.468 18.530 Cam 2A Sur (c) 50,00 50,00 12 26 193 264 4.026 525 8.372 8.828 East Ras Qattara (d) 50,50 50,50 50.204 54.029 33.468 31.298 25.271 6.966 - - Petrofaro ( e) 50,00 50,00 5.245 4.860 4.393 4.420 361 430 8.665 10.808

b. Exploración

E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 33,33 33,33 - - 2 (34) - 1 30 (505) Consorcio Bloque 28 (b) 42,00 42,00 - - - - - - - -

Totales 94.489 111.396 410.178 427.639 144.767 124.918 266.449 286.499

Pasivos no corrientesPorcentaje

de participación Activos corrientes Activos no corrientes Pasivos corrientes

Operaciones conjuntas 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019% % MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

a. Explotación

Área Magallanes (a) 50,00 50,00 35.540 69.309 43.045 54.185 (12.217) 3.004 Campamento Central Cañadón Perdido (b) 50,00 50,00 16.309 28.515 13.670 19.604 1.887 3.819 Cam 2A Sur (c) 50,00 50,00 - 11 244 234 (572) (486) East Ras Qattara (d) 50,50 50,50 22.875 29.737 11.427 9.837 11.095 19.398 Petrofaro ( e) 50,00 50,00 1.950 (33) -37 107 1.591 1.111

b. Exploración

E2 (ex CAM3 y CAM1) (a) 33,33 33,33 - - (1) - (3) (87) Consorcio Bloque 28 (b) 42,00 42,00 193 217 - - 60 105

Totales 76.867 127.756 68.348 83.967 1.841 26.864

Porcentaje de participación Ingresos Ordinarios Gastos ordinarios Resultado


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(b) Campamento Central - Cañadón Perdido En diciembre de 2000, Enap Sipetrol S.A. (luego Enap Sipetrol Argentina S.A.) firmó con YPF S.A. un acuerdo a través del cualeste último cede y transfiere a Enap Sipetrol Argentina S.A. el 50% de la concesión que YPF S.A. es titular para la explotación dehidrocarburos sobre las áreas denominadas Campamento Central - Cañadón Perdido, en la provincia de Chubut - República de Argentina, que se rige por la Ley Nº 24.145 y sus normas complementarias y reglamentarias, siendo YPF S.A. quien realiza las labores de operador de esta concesión. Con fecha 26 de diciembre de 2013, YPF S.A. y Enap Sipetrol Argentina S.A. obtuvieron de parte de la provincia del Chubut la extensión de esta concesión de explotación por un plazo adicional de 10 años hasta 2027, que se extiende por un plazo adicional de 20 años hasta el 14 de noviembre del año 2047. (c) Cam 2A Sur En decisión administrativa Nº 14 del 29 de enero de 1999, se adjudicó en favor de YPF y Enap Sipetrol Argentina S.A. el permiso de exploración sobre el áArgentina S.A. (operador) e YPF S.A. celebraron un Acuerdo de Unión Transitoria de Empresas (UTE), ubicada en las Provincias de Tierra del Fuego. La concesión de explotación tiene vigencia hasta el año 2026, la cual puede ser extendida por un plazo adicional de 10 años hasta 2036. (d) East Rast Qattara - Egipto En el marco del proceso de licitación para el año 2002, abierto por la Compañía General Petrolera Egipcia (EGPC) para presentar ofertas para diversos bloques en el Western Desert, la filial Sipetrol International S.A., en conjunto con la empresa australiana Oil Search Ltd., se adjudicó con fecha 16 de abril de 2003, el Bloque East Ras Qattara. El contrato se firmó el 30 de marzo de 2004 ante el Ministerio de petróleo egipcio, con una participación de Sipetrol International S.A., sucursal Egipto, del 50,5% (Operador) y de Kuwait Energy Company, 49,5% (originalmente Oil Search Ltd). En diciembre de 2007, se dio inicio a la etapa de explotación, la cual tiene una duración de 20 años, pudiendo extenderse. (e) Petrofaro - Área Faro Vírgenes Con fecha 19 de mayo de 2016, la filial Enap Sipetrol Argentina S.A. adquirió Arpetrol International Financial Company, controladora del 100% de las acciones de Petrofaro S.A. ( ex Arpetrol Argentina S.A.), la cual es titular de la concesión CA-11 Área Faro Vírgenes, en la Cuenca Austral, otorgada por la provincia de Santa Cruz. En dicha concesión se ubica la planta de tratamiento de gas Faro Vírgenes, formando parte del proyecto PIAM, ubicada junto al yacimiento Área Magallanes y el Gasoducto General San Martín. Con fecha 12 de enero de 2017 Enap Sipetrol Argentina S.A. cedió a YPF S.A. el 50% del paquete accionario de dicha sociedad por US$ 5,4 millones, pasando a tener control conjunto de la sociedad adquirida a partir de esta fecha. La concesión de explotación tiene un plazo de 25 años (vencimiento 2028), el cual puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años. b) Exploración (a) E2 (Ex CAM 3 y CAM 1) - Argentina En el marco de la ley 27.007, en el año 2016 se inició el proceso de negociación para la reconversión de -proceso, el 29 de diciembre de 2017 YPF S.A. manifestó su decisión de no participar en el proceso de negociación y reconversión de dicha área. En cambio, el 5 de junio de 2018, Enap Sipetrol Argentina S.A. manifestó su voluntad de reconvertir el Convenio de Asociación suscrito con ENARSA para la expl -de la ley 17.319, a cuyos efectos presentó la propuesta correspondiente.


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Luego de desestimada la propuesta de Enap Sipetrol Argentina S.A. la Secretaría de Energía con fecha 15 de abril de 2019 mediante -

de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 30 de la ley 27.007. Resuelta la reversión del área, los socios de la UTE coincidieron en iniciar el proceso de liquidación. (b) Consorcio Bloque 28 Con fecha 16 de abril de 2014, EOP Operaciones Petroleras S.A.(42%), Petroamazonas (51%) y Belorusneft (7%), en adelante el Consorcio Bloque 28, y la Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador, suscriben un contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo-crudo) en el Bloque 28, ubicado en el centro oeste del oriente ecuatoriano, dentro del sector denominado Zona Subandina (pie de monte), abarcando territorios de las provincias de Napo y Pastaza, con una extensión de 1.750 Km2., siendo EOP Operaciones Petroleras S.A. la Operadora del Consorcio. Para la etapa exploratoria se acordó un compromiso mínimo de inversión en 2 fases (US$17,35 y US$8,15 millones), a riesgo completamente de los socios privados del Consorcio (Enap: 85,71% y Belorusneft: 14,29%), con opción de salida en función de los resultados de cada fase. En caso de éxito exploratorio, en los primeros años de la fase de desarrollo Petroamazonas deberá pagar a los socios la parte asumida por ellos en la etapa exploratoria mediante su porcentaje de derechos sobre la producción del Bloque. La tarifa negociada asciende a US$52,9 por barril. A la fecha se ha avanzado con estudios de geociencias y estudios ambientales para la perforación del pozo exploratorio Mirador-1. Con fecha 19 de febrero de 2019 se ingresa al Ministerio de Ambiente el Estudio de Impacto Ambiental, con lo cual, se prevé contar con la Licencia Ambiental para la perforación del pozo hacia mediados del año 2020. c) Acuerdos de operación conjunta de ENAP en Chile: Adicionalmente a la participación de Enap Sipetrol S.A. en operaciones de exploración y explotación en el exterior, ENAP en Chile, en el área Magallanes, desarrolla en conjunto con empresas privadas Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP), los que se detallan a continuación. Bloque Dorado Riquelme - Con fecha 26 de agosto de 2009, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la

Chile, Methanex Chile S.A. y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Asimismo, en mayo del mismo año entró en vigencia el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Dorado Riquelme, con una participación del 50% para Methanex Chile S.A. y un 50% para ENAP siendo este último el Operador. En comité de coordinación realizado el día 23 de julio de 2014, se decidió no continuar con la Fase de Exploración, continuando sólo con la Fase de Explotación del bloque. En el mes de enero de 2018 se realizó el traslado del equipo de perforación hasta la ubicación del pozo Cahuil 2 Ex D, iniciando la perforación el 31 de enero y terminando el 17 de marzo. Se inicia traslado del equipo hacia la ubicación del pozo Cahuil 3 Ex B, iniciando la perforación el día 25 de marzo, terminando el 04 de mayo. Entre los meses de enero y marzo se construyó la ubicación para el equipo de perforaciones en la locación del pozo Cahuil F iniciando la perforación del pozo Cahuil 4 Ex F terminando el 25 de junio de 2018 donde también se aprobaron las Declaraciones de Impacto Ambiental para realizar fracturamiento hidráulico y Construir Líneas de Flujo en los pozos: Cahuil B, Cahuil D, Cahuil E y Cahuil F. Durante el 2018 se efectuó la construcción de la Central de Flujo Cahuil (95 %), construcción Línea de Flujo Cahuil 4 a Central Cahuil (100 %); Pozo Cahuil 2 (ex D) en producción desde el 10/12/2018; Pozo Cahuil 3 (ex B) en producción desde el 29/12/2018; Pozo Cahuil 4 (ex F) en producción desde el 06/11/2018. Durante el 2019 se encuentra operativa la Central de Flujo Cahuil, a la que tributan los pozos Cahuil 2, 3 y 4. Las producciones promedio de la central oscila entre los 450 y 500 Mm3d. Durante el mes de mayo se realizó la fractura del Pozo Puerto Sara Oeste ZG-1 en una nueva zona de interés: Complejo Arenoso Bahía Inútil (CABI). Se realizó Flow back con una producción promedio de 45 Mm3d. Posteriormente se construye la instalación de superficie para que el pozo quede en producción a partir del mes de Julio/19.


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En el mes de noviembre se inició programa de optimización de la producción del pozo Cahuil- 2, ejecutando una intervención en el pozo. Actualmente en producción. Durante el último trimestre, se confeccionó y presentó la reformulación del proyecto para elperiodo el 2020-2025, el que considera 15 pozos en el periodo (3 pozos en el año 2020). Durante los meses de noviembre y diciembre se construyó la plataforma del pozo Cahuil E y durante el mismo mes de diciembre se inició la construcción de la plataforma para los pozos O y W, finalizada durante el primer trimestre del 2020. En enero del 2020 se inició la perforación y se inició la construcción de las instalaciones de superficie del pozo Cahuil 5 (Ex -E), pozo que en la actualidad se encuentra detenido por contingencias operativas y por protocolos asociados a Estado de Emergencia actual. Bloque Lenga - Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y

, suscrito entre el Estado de Chile, Apache Chile Energía SpA y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 15 de septiembre de 2009 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque Lenga, con una participación del 50% para ENAP y un 50% para Apache Chile Energía SpA, siendo este último designado operador del Bloque. A fines del segundo semestre de 2011, Apache Chile Energía SpA, determinó transferir su interés de participación en el CEOP Bloque Lenga a Methanex. La transferencia del rol de Operador en el CEOP del Bloque Lenga, por parte de Apache Chile Energía SpA a ENAP, fue aprobada por el Ministerio de Energía y por la Contraloría General de la República de Chile. A fines de 2014 se envió carta al Sr Ministro de Energía comunicando la decisión del contratista de terminar el contrato con el Estado y devolver el área de explotación de yacimiento del CEOP Bloque Lenga, lo cual fue aceptado con fecha 08 de enero de 2015, dando así término al contrato. A junio 2020, no se han realizado actividades operativas en el bloque, ni se han generado nuevas inversiones en este bloque. Bloque Coirón - Con fecha 28 de julio de 2008, entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y

e, y la contratista conformada por Pan American Energy Chile Limitada (PAE) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Posteriormente, con fecha 10 de noviembre de 2008 PAE y ENAP suscribieron el Joint Operating Agreement (JOA) para la operación del Bloque, ambas con 50% de participación, instrumento mediante el cual PAE fue designada Operador del Bloque Coirón. El 14 de septiembre de 2015 ENAP cedió parte de sus intereses en el CEOP a Conocophillips South America Ventures LTD. (Conocophillips), quedando la participación de los Partícipes en a) PAE, un 50%; b) ENAP, un 45%; y c) Conocophillips un 5%. Posteriormente, el 17 de septiembre de 2015 ENAP adquirió la totalidad de la participación de PAE en el CEOP, quedando la participación actual de los partícipes es 95% para ENAP y 5% para Conocophillips. Finalmente, en el contexto de los contratos de cesión, ENAP cedió un 44% de los derechos, intereses y obligaciones del Contratista a COP Chile, lo cual contó con la aprobación del Ministerio de Energía y la toma de razón por parte de la Contraloría General de la República (17.11.2016). Finalizado este proceso, la participación de los socios quedó de la siguiente manera: ENAP 51% y COP Chile 49%. Con fecha 13 de diciembre de 2016, ambos socios suscribieron el Joint Operating Agreement (JOA) para la operación del Bloque Coirón. El CEOP Bloque Coirón comprende un plazo máximo de 35 años, a partir de la fecha de su entrada en vigencia. Durante el primer semestre del 2019 se realizó la construcción de la locación y acceso del pozo Tiuque 1 (3.100 mbmr app), pozo que tiene como objetivo la formación CABI. Entre los meses de mayo y julio se realizó la perforación del mismo pozo, realizando la fractura durante el mes de agosto y posterior flowback. Durante los meses de septiembre y octubre se realizaron pruebas en pozo. Durante el primer trimestre del 2020 se continúan evaluando resultados obtenidos del pozo Tiuque para determinar acciones a seguir. Se iniciaron obras para el cierre de las fosas de lodo de los pozos Ñanco y Kalkin, las que fueron postergadas hasta el tercer trimestre debido a la contingencia sanitaria.


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Bloque Flamenco - Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Flamenco, suscrito por el Estado de Chile, GeoparkTdF (Operador) y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), ambas con una participación del 50%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. En el mes de octubre de 2015 el Operador Geopark propuso al CEOP el paso al segundo ejercicio exploratorio. ENAP decidió no pasar dado los resultados de los pozos perforados. Durante el mes de noviembre Geopark envió al Ministerio de Energía carta indicando el paso al segundo ejercicio exploratorio e indicando la decisión de ENAP. El 30 de abril de 2019 se cerró el pozo Chercán X-1. En Comités de Coordinación realizados en octubre y diciembre 2019, operador Geopark presenta el plan de trabajo del 2020 que no involucra inversiones por parte de ENAP. A junio 2020 no se han realizado actividades operativas. En el Plan de trabajo 2020 de la Fase exploratoria, ENAP no participa. Bloque Isla Norte - Con fecha 7 de noviembre de 2012 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, Geopark TdF (Operador) con una participación del 60% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 40%. Posteriormente, con fecha 3 de diciembre de 2012 se suscribió el Joint Operating Agreement (JOA) entre las partes para la operación del Bloque. La inversión de ENAP en esta fase es de US$ 1,3 millones. En agosto de 2015, el Ministerio de Energía acepto la solicitud del Consorcio respecto de extender el primer ejercicio exploratorio por un ejercicio de 18 meses, para poder completar los estudios del bloque. En Comités de Coordinación realizados en octubre y diciembre 2019, operador Geopark presenta el plan de trabajo del 2020 que no involucra inversiones por parte de ENAP. A junio 2020 no se han realizado actividades operativas. De acuerdo al Plan de trabajo 2020 para cumplir compromisos mínimos pendientes de fase Exploratoria, donde ENAP va en carry (sin inversiones), en marzo operador Geopark finalizó perforación pozo exploratorio Huillín X1. El pozo fue abandonado, al no alcanzar resultados esperados. Bloque Campanario - Con fecha 9 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque Isla Norte, suscrito por el Estado de Chile, GeoparkTdF (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. La inversión de ENAP en esta fase es de MUS$ 2.900. En agosto de 2015, el Ministerio de Energía acepto la solicitud del Consorcio respecto de extender el primer ejercicio exploratorio por un ejercicio de 18 meses, para poder completar los estudios del bloque. En la actualidad el Operador trabaja en la actualización de los modelos geológicos y geofísicos que permitirán definir con mejorexactitud las nuevas propuestas de pozos. En Comité de Coordinación de diciembre 2016, se presenta el plan de trabajo del 2017 donde finalizarán los estudios planificados para el 2016 y se continuará con el análisis de la información existente. Ello a fin de evaluar nuevos prospectos en Terciario, Tobífera y Springhill. En Comités de Coordinación realizados en octubre y diciembre 2019, operador Geopark presenta el plan de trabajo del 2020 que no involucra inversiones por parte de ENAP el 2020. A junio 2020 no se han realizado actividades operativas, a la espera de inicio Plan de trabajo 2020 para cumplir compromisos mínimos pendientes de fase Exploratoria, donde ENAP va en carry (sin inversiones). Bloque San Sebastián - Con fecha 4 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 40%, Wintershall con una participación del 10% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. En este CEOP, el socio soporta el 100% de la inversión en el primer ejercicio de exploración.


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Durante diciembre de 2015 se revisó el estado del proyecto a la fecha y el paso del Consorcio al siguiente ejercicio. Wintershall y ENAP deciden no pasar al siguiente ejercicio. YPF continúa al segundo ejercicio exploratorio. A la fecha, ENAP se encuentra en proceso de salida del bloque. Escritura de cesión entregada al ministerio. Se está a la espera de resolución/toma de razón por parte de Contraloría. Se recibieron consultas de parte de Contraloría, áreas legales del consorcio y el ministerio. Están en proceso de respuesta. Sin actividad a junio 2020. Bloque Marazzi Lago Mercedes - Con fecha 7 de enero de 2013 entró en vigencia el Contrato Especial de Operación (CEOP) para la exploración y explotación de yacimiento de hidrocarburos denominado Bloque San Sebastián, suscrito por el Estado de Chile, YPF Tierra del Fuego (Operador) con una participación del 50% y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) con una participación del 50%. En este CEOP, el socio soporta el 100% de la inversión en el primer ejercicio de exploración. Durante el mes de diciembre de 2015 se revisó el estado del proyecto a la fecha y el paso del Consorcio al siguiente ejercicio. YPF y ENAP deciden no continuar al siguiente ejercicio. Actualmente se encuentra en proceso de reversión del área al Estado y sin actividad a junio 2020. 18. OTROS NEGOCIOS A continuación, se incluye un detalle de los activos y pasivos al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 de los estados financieros de los Otros Negocios, correspondientes a operaciones de explotación donde el Grupo ENAP explota en un 100% concesiones otorgadas por autoridades regionales y estatales de los países donde se realizan; los cuales forman parte del rubro Inversión en E&P del rubro propiedades, planta y equipos del Grupo:

A continuación, se detallan los ingresos ordinarios, costos y resultados de cada uno de los Otros Negocios, por los años períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019:

Proyectos 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Paraíso, Biguno, Huachito (b) 12.779 13.370 46.217 45.746 34.275 41.795 1.844 1.239 Mauro Dávalos Cordero (b) 55.444 58.014 200.538 198.494 148.718 181.348 8.002 5.376 El Turbio Este (c) 483 230 2.017 2.062 2.617 1.765 143 811

Totales 68.706 71.614 248.772 246.302 185.610 224.908 9.989 7.426

Activo corriente Activo no corriente Pasivo corriente Pasivo no corriente

Proyectos 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Paraíso, Biguno, Huachito (a) 30.712 35.369 13.291 13.684 13.199 16.548 Mauro Dávalos Cordero (a) 57.306 58.209 22.487 21.780 23.013 24.008 El Turbio Este (b) - - 4 99 (188) (5.544) Octans Pegaso - - 22 61 (602) (1.340)

Totales 88.018 93.578 35.804 35.624 35.422 33.672

Ingresos Ordinarios Gastos Ordinarios Resultado


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A continuación, se detallan las principales operaciones para las actividades de explotación. a) Paraíso, Biguno, Huachito y Mauro Dávalos Cordero e Intracampos Con fecha 28 de febrero de 2012, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número uno al contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Mauro Dávalos Cordero - MDC, mediante este instrumento se modificó la tarifa, así como otras definiciones pertinentes para la aplicación de dicha tarifa, manteniéndose inalteradas las demás cláusulas del contrato modificatorio suscrito entre las partes el 23 de noviembre de 2010. Con fecha 5 de julio de 2013, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número dos al contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Mauro Dávalos Cordero - MDC y número uno al contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos - PBHI, mediante este instrumento se modificaron las respectivas tarifas, así como otras definiciones pertinentes para la aplicación de las mencionadas tarifas, manteniéndose inalteradas las demás cláusulas de los contratos modificatorios suscritos entre las partes el 23 de noviembre de 2010. Con fecha 17 de abril de 2014, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número dos al contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos - PBHI, mediante este instrumento se modificó la tarifa a cambio de un compromiso de inversiones adicionales manteniéndose inalteradas las demás cláusulas del contrato modificatorio suscrito entre las partes el 23 de noviembre de 2010. La Sucursal en cumplimiento con lo acordado en el contrato suscrito el 17 de abril de 2014, realizó exploración en los pozos Inchi y Copal y con fecha 16 de abril de 2015, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número tres al contrato modificatorio de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos - PBHI a través del cual se fija la tarifa para el campo Inchi en US$38.57 por cada barril neto, tarifa vigente a partir de que el precio del crudo según marcador WTI iguale o supere a los US$63 por barril. Adicionalmente, se modifica el plazo hasta el año 2034, comprometiendo inversiones en un plan de desarrollo por US$53.4 millones; dicho contrato fue inscrito en el Registro de Hidrocarburos el 29 de abril de 2015. El 28 de diciembre de 2016, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número tres al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Mauro Dávalos Cordero - MDC, el cual fue inscrito en el Ministerio de Hidrocarburos en enero de 2017. A través de dicho instrumento se incrementó la tarifa T2 a US$20.62 por barril y se incrementó el plazo de explotación del bloque, hasta el año 2034, a cambio de inversiones adicionales. Las demás cláusulas se mantienen inalteradas. El 10 de enero de 2018, el precio de crudo según el marcador WTI superó los US$63 por barril, por lo tanto, a partir del 11 de enero de 2018 se encuentra vigente lo establecido en el contrato modificatorio número tres del Bloque Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos - PBHI suscrito el 16 de abril de 2015, relacionado con: i) la contratista cumplirá las obligaciones establecidas en el Anexo 2 del Contrato Modificatorio número tres (compromisos de actividades de desarrollo del campo - varios iniciados en años anteriores), ii) el MERNNR iniciará el pago de la tarifa negociada de US$38.57 por barril; y, iii) a partir de esa fecha se contarán 20 años hasta cuya terminación se extenderá el nuevo plazo de vigencia del contrato modificatorio. El 13 de julio de 2018, la Sucursal suscribió con la Secretaría de Hidrocarburos el contrato modificatorio número cuatro al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (petróleo crudo), en el Bloque Mauro Dávalos Cordero - MDC, el cual fue inscrito en el Ministerio de Hidrocarburos el 18 de julio de 2018. A través del mencionado instrumento se definió una nueva tarifa T3 de US$25.20 por barril, a cambio de inversiones adicionales, para las producciones incrementales adicionales (por sobre curva base y curva incremental T2). Las demás cláusulas se mantienen inalteradas.


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El Turbio Este Con fecha 5 de septiembre de 2017 mediante el Decreto 0774/2017, el Gobierno de la Provincia de Santa Cruz adjudicó el Permiso Exploración del área El turbio Este a Enap Sipetrol Argentina S.A.. Una vez producida la adjudicación mencionada, ENAP y ConocoPhillips Argentina Ventures S.R.L. suscribieron el 31 de enero de 2018, un Acuerdo de Operación Conjunta cuyos principios se replicaron en el Contrato de UTE para la exploración y explotaciónde hidrocarburos del área El Turbio Este. Las partes conformaron la UTE bajo la denominación Enap Sipetrol Argentina S.A.Conoco Phillips Argentina Ventures S.R.L Unión Transitoria EL Turbio Este, la misma fue inscripta en la Inspección General de Justicia con fecha 12 de abril de 2018, bajo el N° 66, Libro 2. Ambos socios acordaron que el Operador sería ENAP y en julio de 2018, las partes suscribieron el acuerdo de cesión del 50%. Durante el ejercicio tramitó ante la Autoridad de Aplicación (Instituto de Energía de Santa Cruz) una extensión del período de exploración inicial que finalizaba en septiembre de 2020, obteniendo una extensión del plazo adicional de 4 años hasta septiembre de 2024. 19. PROPIEDADES DE INVERSIÓN El movimiento de la Propiedades de Inversión es el siguiente:

Las propiedades de inversión corresponden principalmente a terrenos y bienes inmuebles que son destinados a su explotación enrégimen de arriendo operativo. La Empresa ha elegido el método del costo para medir sus propiedades de inversión después del reconocimiento inicial. El método de depreciación utilizado es lineal y el período de vida útil asignado a los bienes muebles es 10 años y a los bienes inmuebles 80 años. 20. PASIVOS FINANCIEROS El detalle de los pasivos financieros al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Saldo inicial, neto 7.189 7.279 Gasto por depreciación (47) (90)

Saldo final 7.142 7.189

Pasivos financieros mantenidos para

negociar

Pasivos financieros medidos a costo

amortizadoDerivados financieros

de cobertura

Total Otros Pasivos Financieros

Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Otros pasivos financieros corrientes - 816.342 97.382 913.724 Pasivos por arrendamientos, corrientes (Nota 15) - 40.325 - 40.325 Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar - 444.733 - 444.733 Cuentas por pagar a entidades relacionadas - 40.547 - 40.547

Total pasivos financieros corrientes - 1.341.947 97.382 1.439.329

Otros pasivos financieros, no corrientes - 3.449.900 71.191 3.521.091 Pasivos por arrendamientos, no corrientes (Nota 15) - 160.085 - 160.085 Otras cuentas por pagar, no corrientes - 4.705 - 4.705

Total pasivos financieros no corriente - 3.614.690 71.191 3.685.881



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a) Derivados de cobertura El Grupo ENAP, siguiendo la política de gestión de riesgos financieros descrita en la Nota 4, realiza contrataciones de derivados financieros para cubrir su exposición a la variación de tasas de interés, monedas (tipo de cambio) y commodities (crudo y productos importados). Los derivados de tasas de interés son utilizados para fijar o limitar la tasa de interés variable de las obligaciones financieras y corresponden a swaps de tasa de interés. Los derivados de monedas se utilizan para fijar la tasa de cambio del dólar respecto al peso (CLP) y Unidad de Fomento (U.F.), producto de inversiones u obligaciones existentes en monedas distintas al dólar. Estos instrumentos corresponden principalmente aForwards y Cross Currency Swaps. Los derivados de commodity se utilizan para cubrir la variación del precio de crudo ICE Brent durante el ciclo de inventario, es decir, desde el momento de su compra hasta el período de venta de los productos refinados a partir de dicho crudo. Los instrumentos derivados corresponden a Time Spread Swaps. i) Presentación de activos y pasivos - El desglose de los activos y pasivos de cobertura, atendiendo a la naturaleza de las operaciones, es el siguiente:

Pasivos financieros mantenidos para

negociar

Pasivos financieros medidos a costo

amortizadoDerivados financieros

de cobertura

Total Otros Pasivos Financieros

Rubro MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Otros pasivos financieros corrientes - 712.491 51.321 763.812 Pasivos por arrendamientos, corrientes (Nota 15) - 22.502 - 22.502 Cuentas por pagar comerciales y otra cuentas por pagar - 608.427 - 608.427 Cuentas por pagar a entidades relacionadas - 3.063 - 3.063

Total pasivos financieros corrientes - 1.346.483 51.321 1.397.804

Otros pasivos financieros, no corrientes - 3.492.956 34.515 3.527.471 Pasivos por arrendamientos, no corrientes (Nota 15) - 136.233 - 136.233 Otras cuentas por pagar, no corrientes - 4.994 - 4.994

Total pasivos financieros no corriente - 3.634.183 34.515 3.668.698

Al 31 de diciembre de 2019

Activos de cobertura Corriente No Corriente Corriente No CorrienteMUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja 5.661 - - 1.121Cobertura de tasa de interés Cobertura de flujo de caja - - - (719) Garantías por Margin Call 800 - - 800Cobertura de Brent - TSS Cobertura de valor razonable - - - -

Totales 6.461 - - 1.202

30.06.2020 31.12.2019


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ii) Valor razonable de derivados de cobertura El detalle de la cartera de instrumentos de cobertura de Grupo ENAP es el siguiente:

iii) Efecto en resultado de los derivados de coberturas Los montos reconocidos en resultados y en resultados integrales al 30 de junio de 2020 y 2019 es el siguiente:

Pasivos de cobertura Corriente No Corriente Corriente No CorrienteMUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cobertura de tipo de cambio Cobertura de flujo de caja 1.381 71.191 14.507 34.515 Cobertura de diferencial WTI / Brent Cobertura de flujo de caja 5.857 - 419 - Cobertura de TSS Cobertura de valor razonable 90.144 - 36.395 -

Totales 97.382 71.191 51.321 34.515

30.06.2020 31.12.2019

Detalle de instrumentos de cobertura

Descripción de instrumentode cobertura

Descripción de instrumentos contra los que se cubre

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Cross-Currency Swap Tipo de cambio y Tasa de interés Obligaciones por bonos (72.568) (34.631)SWAP Tasa de interés Préstamos bancarios 800 81TSS Petróleo crudo Inventarios (90.144) (36.395)SDI Diferencial WTI -Brent Inventarios (5.857) (419)Forward Tipo de cambio Deudores comerciales 5.657 (13.270)

Totales (162.112) (84.634)

Valor razonable de instrumentos contra los que se cubre

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

(11.726) 580 4.330 3.400

Abonos (cargos) a resultados durante el período 240.178 7.861 186.061 (30.915)

Abonos (cargos) reconocidos en Otros resultados integrales durante el período


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iv) Otros antecedentes sobre instrumentos financieros A continuación, se detallan los vencimientos de las coberturas

El monto nocional contractual de los contratos celebrados no representa el riesgo asumido por el Grupo ENAP, ya que este monto únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado. v) Jerarquías del valor razonable

El Grupo ENAP calcula el valor razonable de los derivados financieros usando parámetros de mercado, los cuales son ajustados al perfil de vencimiento de cada operación. Las operaciones forward que cubren la exposición al tipo de cambio de las cuentas por cobrar provenientes de las ventas facturadas en pesos chilenos son valoradas utilizando como referencia las curvas forward peso-dólar disponible en el mercado.

Al 30 de junio de 2020Valor

razonable TotalDerivados financieros MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cobertura de tipo de cambioCobertura de flujo de caja (66.911) 207.000 187.450 - - - 245.925 640.375Cobertura de tasa de interésCobertura de flujo de caja 800 303.706 - - - - 303.706

Totales (66.111) 510.706 187.450 - - - 245.925 944.081

Valorrazonable

MUS$

Cobertura de SDI: Cobertura de flujo de caja (5.857)

Cobertura de TSS: Cobertura del valor razonable (90.144)

Nocional

202420232025 y

siguientes202220212020


Valorrazonable Total

Derivados financieros MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Cobertura de tipo de cambioCobertura de flujo de caja (47.901) 655.000 192.000 - - - 256.175 1.103.175

Cobertura de tasa de interésCobertura de flujo de caja 81 303.706 - - - - 303.706

Totales (47.820) 958.706 192.000 - - - 256.175 1.406.881

Valor

razonableMUS$

Cobertura de SDI: Cobertura de flujo de caja (419)

Cobertura de TSS: Cobertura del valor razonable (36.395)

Nocional

202420232025 y

siguientes202220212020


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Las operaciones cross currency swap que cubren la exposición a la fluctuación del dólar de los pasivos financieros denominados en UF son valoradas como el valor presente de los flujos futuros en UF (activo) y US$ (pasivo). Para calcular dichos valores presentes se utilizan curvas de tasas UF y LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones interest rate swap que cubren la exposición a la fluctuación de la tasa LIBOR de los pasivos financieros que devengan tasa variable en base LIBOR son valoradas como el valor presente de los flujos futuros. Para calcular dichos valores presentes se utilizan las curvas de tasas LIBOR de mercado, las cuales son ajustadas a las fechas relevantes de los flujos contemplados en cada operación. Las operaciones de opciones sobre ICE Brent que cubren la exposición a la variación del precio internacional de las importaciones de petróleo crudo del Grupo ENAP son valoradas utilizando herramientas de cálculo proveídas por plataformas de información financiera. Dichas herramientas recogen las curvas de futuros de los precios del ICE Brent en el mercado, ajustándolas al perfil de vencimiento de cada operación. Los instrumentos financieros reconocidos a valor razonable en el estado de posición financiera se clasifican según las siguientes jerarquías: -Nivel 1 son precios cotizados (sin ajustar) en mercados activos para activos o pasivos que la entidad pueda acceder a la fecha de medición; -Nivel 2 son entradas que no sean los precios cotizados incluidos en el Nivel 1, que sean observables para el activo o pasivo, ya sea directa o indirectamente, y -Nivel 3 son datos significativos no observables en mercado para el activo o pasivo, sino mediante técnicas de valorización.

Total

30.06.2020 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3

Instrumentos financieros medidos a valor razonable MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Activos financieros a valor razonable con cambios en resultado - - - - Activos de cobertura: Cobertura de flujo de caja 5.661 - 5.661 - Total 5.661 - 5.661 -

Pasivos de cobertura: Cobertura de flujo de caja 78.429 - 78.429 - Pasivos de cobertura: Cobertura de valor razonable 90.144 - 90.144 - Total 168.573 - 168.573 -

Clasificación de instrumentos financieros

Total

31.12.2019 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3Instrumentos financieros medidos a valor razonable MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Activos financieros a valor razonable con cambios en resultado - - - - Activos de cobertura: Cobertura de flujo de caja 1.202 - 1.202 - Total 1.202 - 1.202 -

Pasivos de cobertura: Cobertura de flujo de caja 49.441 - 49.441 - Pasivos de cobertura: Cobertura de valor razonable 36.395 - 36.395 - Total 85.836 - 85.836 -

Clasificación de instrumentos financieros


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b) Préstamos que devengan intereses l) Resumen de préstamos - El resumen de los préstamos que devengan intereses al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de

2019, es el siguiente:

ii) Detalle de Préstamos que devenga intereses - El desglose por moneda y vencimiento de los préstamos de entidades financieras (garantizados y no garantizados) que incluyen intereses devengados al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

Las tasas de interés nominal informadas son anuales.

30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Préstamos de entidades financieras 606.478 502.268 215.473 236.540 Obligaciones con el público 209.864 210.223 3.234.427 3.256.416

Totales 816.342 712.491 3.449.900 3.492.956

Corriente No Corriente


+ 3 meses + 1 año + 3 años

Valor Hasta hasta 1 hasta 3 hasta 5

Pago de Tasa Tasa nominal 3 meses año Total años años + de 5 años Total

Nombre intereses nominal efectiva MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

BNP Paribas (Cesce) (1) Semestral 4,07% 4,07% 7.000 - 7.175 7.175 - - - -

The Bank of New York Mellon (2) Trimestral Libor+1,85% 2,15% 50.000 10.380 30.000 40.380 9.745 - - 9.745

The Bank of Nova Scotia (3) Trimestral Libor+1,40% 1,70% 37.330 5.384 16.000 21.384 15.728 - - 15.728

The Bank of Nova Scotia (4) Trimestral Libor+1,125% 1,43% 100.000 16 - 16 - 100.000 - 100.000

Bank of America, N.A. (5) Trimestral Libor+0,85% 1,15% 90.000 160 - 160 - 90.000 - 90.000

BBVA Francés Vencimiento 5,50% 5,50% 10.000 10.136 - 10.136 - - - -

Banco Itaú Argentina Vencimiento 37,50% 37,50% 3.843 3.953 - 3.953 - - - -

The Bank of Nova Scotia Trimestral Libor + 1,50% 1,82% 50.000 - 49.940 49.940 - - - - Mizuho Bank Ltd. Semestral Libor + 1,625% 2,00% 250.000 - 249.741 249.741 - - - - Itaú Corpbanca Vencimiento Libor + 0,2% 2,40% 120.000 122.900 - 122.900 - - - - Banco de Crédito e Inversiones Semestral Libor + 2,2% 3,33% 100.000 - 100.693 100.693 - - - -

Totales 152.929 453.549 606.478 25.473 190.000 - 215.473

No CorrienteCorriente

Al 31 diciembre de 2019+ 3 meses + 1 año + 3 años

Valor Hasta hasta 1 hasta 3 hasta 5Pago de Tasa Tasa nominal 3 meses año Total años años + de 5 años Total

Nombre intereses nominal efectiva MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$BNP Paribas (Cesce) (1) Semestral 4,07% 4,07% 68.682 - 7.157 7.157 3.572 - - 3.572 The Bank of New York Mellon (2) Trimestral Libor + 1,85% 3,76% 150.000 10.676 30.000 40.676 29.612 - - 29.612 The Bank of Nova Scotia (3) Trimestral Libor + 1,40% 3,31% 80.000 5.499 16.000 21.499 26.356 - - 26.356 The Bank of Nova Scotia (4) Trimestral Libor + 1,125% 3,03% 100.000 - - - - 100.000 - 100.000 Bank of America, N.A. (5) Trimestral Libor + 0,85% 2,76% 77.000 195 - 195 77.000 77.000

Scotiabank Chile Vencimiento 2,04% 2,04% 50.000 50.037 50.037

Banco de Chile Vencimiento 2,45% 2,45% 160.000 161.654 161.654 Itaú Corpbanca Vencimiento 2,40% 2,40% 120.000 120.962 120.962 Banco de Crédito e Inversiones Vencimiento 2,24% 2,24% 100.000 - 100.088 100.088 - - - -

Totales 178.024 324.244 502.268 59.540 177.000 - 236.540



57

Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes el 30 de junio de 2020:

Otros antecedentes relacionados a los préstamos de entidades financieras vigentes al 31 de diciembre de 2019:

(1) BANCO BNP PARIBAS Y SOCIÉTÉ GÉNÉRALE Con fecha 2010, ENAP suscribió dos contratos de crédito con los bancos BNP Paribas y Société Générale por MUS$68.682 y MUS$100.000 donde participan cada uno con el 50%, para construir la planta de alquilación en Refinería Aconcagua, ambos créditos funcionan como líneas comprometidas de fondo, de la cuales se pueden realizar giros parciales cuando se cumplan ciertas condiciones. Tasas de interés anual 4,07% y Libor + 150 puntos base, con vencimientos los años 2021 y 2017, respectivamente. El préstamo correspondiente al Banco Société Générale se terminó de amortizar en octubre de 2017. (2) BANK OF NEW YORK MELLON Con fecha 6 de julio de 2016, Enap Sipetrol Argentina S.A. firmó un contrato de crédito para financiar el Proyecto Incremental Área

Mellon como agente administrativo. El contrato cuenta con garantía de ENAP. El monto asciende a la suma de hasta 150 millones de dólares, los que podrán ser desembolsados escalonadamente a requerimiento de nuestra Empresa durante un año. El plazo de pago es de 5 años (con un período de gracia de 18 meses) y la tasa pactada es LIBOR trimestral más 1,85% de margen aplicable. (3) THE BANK OF NOVA SCOTIA Con fecha 3 de marzo de 2017, Enap Sipetrol Argentina S.A. firmó un contrato de crédito con The Bank of Nova Scotia, como segundo financiamiento del Proyecto Incremental Área Magallanes (PIAM) por MUS$80.000. El contrato cuenta con garantía de ENAP. El crédito tiene un período de disponibilidad de 6 meses para realizar los desembolsos. El plazo de pago es de 5 años, con amortizaciones trimestrales iguales a partir del mes 18, la tasa pactada es LIBOR trimestral más 1,4% de margen aplicable. (4) THE BANK OF NOVA SCOTIA Con fecha 21 de septiembre de 2018, Enap Sipetrol Argentina S.A. firmó un contrato de crédito con The Bank of Nova Scotia por MUS$100.000, el que cuenta con garantía de ENAP. El plazo de pago es de 5 años, con amortización al vencimiento, la tasa pactada es LIBOR trimestral más 1,125% de margen aplicable.

Nombre Rut Moneda País Sociedad Rut Pais Garantía

BNP Paribas (Cesce) (1) 0-E Dólares España ENAP 92604000-6 Chile No Garantizada

The Bank of New York Mellon (2) 0-E Dólares EE.UU. Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina Garantizada Enap Matriz

The Bank of Nova Scotia (3) 0-E Dólares Canadá Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina Garantizada Enap Matriz

The Bank of Nova Scotia (4) 0-E Dólares Canadá Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina Garantizada Enap Matriz

Bank of America, N.A. (5) 0-E Dólares EE.UU. Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina Garantizada Enap Matriz

BBVA Francés 0-E Dólares Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina No Garantizada

Banco Itaú Argentina 0-E Pesos Argentinos Argentina Enap Sipetrol Argentina S.A. 0-E Argentina No Garantizada

The Bank of Nova Scotia 0-E Dólares Canadá ENAP 92604000-6 Chile No GarantizadaMizuho Bank Ltd. 0-E Dólares EE.UU. ENAP 92604000-6 Chile No GarantizadaItaú Corpbanca 97.023.000-9 Dólares Chile ENAP 92604000-6 Chile No GarantizadaBanco de Crédito e Inversiones Dólares Dólares Chile ENAP 92604000-6 Chile No Garantizada


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(5) BANK OF AMERICA, N.A. Con fecha 26 de agosto de 2019, Enap Sipetrol Argentina S.A. firmó un contrato de crédito con Bank of America, N.A., por MUS$90.000, el que cuenta con garantía de ENAP, recibiéndose el 28 de agosto el primer desembolso por US$77 millones y el 07 de enero de 2020 el segundo desembolso por US$13 millones. El plazo de pago es de 5 años, con amortización al vencimiento, la tasa pactada es LIBOR trimestral más 0,85% de margen por año. iii) Detalle de obligaciones con el público El detalle y vencimientos de las obligaciones con el público al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, clasificadas en corriente y no corriente, se presentan en cuadro adjunto:

Otros antecedentes relacionados a las obligaciones con el público vigentes al 30 de junio de 2020:

Otros antecedentes relacionados a las obligaciones con el público vigentes al 31 de diciembre de 2019:


Descripción Pais Moneda

Valor Nominal(Miles) Tasa Nominal Tasa Efectiva

Hasta 3 mesesMUS$

+3 meses a 1 año

MUS$Total MUS$

+1 año a 3 años

MUS$

+3 años a 5 años

MUS$+5 añosMUS$

Total MUS$

Tipo 144 A ( b.1 ) EE.UU US$ 174.411 5,25% 5,46% 177.994 - 177.994 - - - - Tipo 144 A ( b.2 ) EE.UU US$ 410.281 4,75% 5,12% 1.338 - 1.338 408.582 - - 408.582 B-ENAP - E ( a.1 ) Chile UF 4.000 3,70% 4,28% 1.312 - 1.312 - - 134.570 134.570 Tipo 144 A ( b.3 ) EE.UU US$ 600.000 4,38% 4,56% 4.423 - 4.423 - 596.304 - 596.304 Tipo 144 A ( b.4 ) EE.UU US$ 700.000 3,75% 5,50% - 10.543 10.543 - - 616.827 616.827 B-ENAP - F ( a.2 ) Chile UF 6.500 2,05% 2,20% 691 - 691 - - 228.387 228.387 Tipo 144 A ( b.5 ) EE.UU US$ 600.000 4,50% 4,74% - 8.130 8.130 - - 577.543 577.543

Tipo 144 A ( b.6 ) EE.UU US$ 680.000 5,25% 5,38% 5.433 - 5.433 - - 672.214 672.214

Totales 191.191 18.673 209.864 408.582 596.304 2.229.541 3.234.427


Al 31 diciembre de 2019

Descripción Pais Moneda

Valor Nominal(Miles) Tasa Nominal Tasa Efectiva

Hasta 3 mesesMUS$

+3 meses a 1 año

MUS$Total MUS$

+1 año a 3 años

MUS$

+3 años a 5 años

MUS$+5 añosMUS$

Total MUS$

Tipo 144 A ( b.1 ) EE.UU US$ 174.411 5,25% 5,46% 3.429 174.411 177.840 - - - -

Tipo 144 A ( b.2 ) EE.UU US$ 410.281 4,75% 5,12% - 1.430 1.430 407.997 - - 407.997 B-ENAP - E ( a.1 ) Chile UF 4.000 3,70% 4,28% - 1.425 1.425 - - 145.843 145.843 Tipo 144 A ( b.3 ) EE.UU US$ 600.000 4,38% 4,56% - 4.494 4.494 - 595.878 - 595.878 Tipo 144 A ( b.4 ) EE.UU US$ 700.000 3,75% 5,50% 10.714 - 10.714 - - 610.653 610.653 B-ENAP - F ( a.2 ) Chile UF 6.500 2,05% 2,20% - 743 743 - - 247.115 247.115 Tipo 144 A ( b.5 ) EE.UU US$ 600.000 4,50% 4,74% 8.085 - 8.085 - - 577.131 577.131

Tipo 144 A ( b.6 ) EE.UU US$ 680.000 5,25% 5,38% 5.492 - 5.492 - - 671.799 671.799

Totales 27.720 182.503 210.223 407.997 595.878 2.252.541 3.256.416


RutTipo de

Colocación Empresa Pais RutPago

InteresesAmortizacion

CapitalFecha de

Vencimiento Garantia

( b.1 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 10-08-2020 Sin Garantía( b.2 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 06-12-2021 Sin Garantía( a.1 ) Banco de Chile 97.004.000-5 Nacional ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 01-10-2033 Sin Garantía( b.3 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 30-10-2024 Sin Garantía( b.4 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 05-08-2026 Sin Garantía( a.2 ) Banco de Chile 97.036.000-K Nacional ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 08-05-2027 Sin Garantía( b.5 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 14-09-2047 Sin Garantía

( b.6 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Amortizable 06-11-2029 Sin Garantía

Nombre Acreedor

Nombre Acreedor RutTipo de

Colocación Empresa Pais RutPago

InteresesAmortizacion

CapitalFecha de

Vencimiento Garantia

( b.1 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 10-08-2020 Sin Garantía

( b.2 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 06-12-2021 Sin Garantía( a.1 ) Banco de Chile 97.004.000-5 Nacional ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 01-10-2033 Sin Garantía( b.3 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 30-10-2024 Sin Garantía( b.4 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 05-08-2026 Sin Garantía( a.2 ) Banco de Chile 97.036.000-K Nacional ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 08-05-2027 Sin Garantía( b.5 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Al vencimiento 14-09-2047 Sin Garantía

( b.6 ) Bank of New York Mellon 0-E Extranjera ENAP Chile 92.604.000-6 Semestral Amortizable 06-11-2029 Sin Garantía


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a) Bonos Nacionales 1. Con fecha 17 de enero de 2013, la Empresa efectuó una colocación de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local, con cargo a la línea inscrita en el Registro de Valores de la Comisión para el Mercado Financiero, bajo el Nº585, de fecha 7 de mayo de 2009 por monto de UF 6.000.000 de la cual está pendiente. -Bonos Serie E, por un monto de UF 4.000.000 a un plazo de 21 años, con una sola amortización final el 1° de octubre de 2033 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 3,7% anual, y la tasa de colocación fue de 4,09% anual. 2. Con fecha 18 de mayo de 2017, la Empresa efectuó una colocación de bonos reajustables en unidad de fomento (U.F.), en el mercado local, con cargo a la línea inscrita en el Registro de Valores de Comisión para el Mercado Financiero, bajo el Nº823, de fecha 16 de octubre de 2015. La colocación de bonos fue por monto de UF 6.500.000, a un plazo de 10 años, con una sola amortización final el 8 de mayo de 2027 y pagos de intereses semestrales. La tasa de interés de cupón es de 2,05% anual, y la tasa de colocación fue de 1,87% anual. b) Bonos Internacionales: 1. Con fecha 5 de agosto de 2010, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el mercado estadounidense, a una tasa de interés de 5,25% anual por un monto de MUS$ 500.000.

El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. Con fecha 05 de agosto de 2016 se hizo un prepago de capital por MUS$ 325.589. 2. Con fecha 1 de diciembre de 2011, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,75% anual por un monto de MUS$ 500.000.

El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. Con fecha 05 de agosto de 2016 se hizo un prepago de capital por MUS$ 89.719. 3. Con fecha 27 de octubre de 2014, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 4,375% anual por un monto de MUS$ 600.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 4. Con fecha 05 de agosto de 2016, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercado estadounidense, a una tasa de interés de 3,75% anual por un monto de MUS$ 700.000. El plazo de vencimiento es a 10 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 5. Con fecha 14 de septiembre de 2017, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercadoestadounidense, a una tasa de interés de 4,50% anual por un monto de MUS$ 600.000. El plazo de vencimiento es a 30 años. Los pagos de intereses son semestrales y la amortización del capital se realizará al vencimiento. 6. Con fecha 06 de noviembre de 2018, ENAP efectúo la emisión y colocación de un bono del tipo 144 A en el Mercadoestadounidense, a una tasa de interés de 5,25% anual por un monto de MUS$ 680.000. Los pagos de intereses son semestrales y el pago de capital se realizará en tres cuotas iguales en los años 2027, 2028 y 2029. El plazo de vencimiento es de 11 años, con pagos semestrales de intereses y amortización de capital en tres cuotas durante los últimos tres años de vigencia de los bonos


60

21. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR a) El detalle del rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

b) Detalle de vencimientos futuros:

c) Información de vencimientos de pagos a proveedores al 30 de junio de 2020: Proveedores con pagos al día


30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Proveedores facturados 184.517 457.184 - -

Proveedores provisionados 228.423 121.916 - -

Acreedores varios 9.787 10.536 171 447

Otras cuentas por pagar 22.006 18.791 4.534 4.547

Totales 444.733 608.427 4.705 4.994

30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$

Hasta 30 días 425.156 585.250

Entre 31 y 60 días 2.669 3.409

Entre 61 y 90 días 692 1.611

Entre 91 y 120 días 145 730

Entre 121 y 180 días 321 3.531

181 y más 15.750 13.896

Totales 444.733 608.427

Montos según plazos de pago Período promedio

Tipo de hasta 30 días 31-60 61-90 91-120 121-365 366 y más Total de pago

proveedor MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ (días)

Productos 87.696 48.455 - - - - 136.151 16

Servicios 27.085 207 - - - - 27.292 13

Otros 8.766 - - - - - 8.766 10

Totales 123.547 48.662 - - - - 172.209 13


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Proveedores con plazos vencidos

d) Operaciones de confirming: Al 30 de junio de 2020 el Grupo ENAP no mantiene operaciones de 22. OTRAS PROVISIONES a) Detalle - El desglose de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, es el siguiente:

a) Corresponde a los costos estimados futuros por concepto de remediaciones medio ambientales, plataformas y pozos, y que permitirán, al término de las concesiones, dejar en condiciones de reutilizar para otros fines las zonas de explotación. Esta provisión es calculada y contabilizada a valor presente, tasa de descuento 6,4% en E&P Magallanes y 10,0% en Sipetrol Argentina. b) Movimiento: El movimiento del ejercicio de las provisiones detalladas por concepto, es el siguiente:

hasta 30 días 31-60 61-90 91-120 121-180 181 y más

proveedor MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Productos 2.641 279 79 - 7 - 3.006

Servicios 446 2.164 136 193 301 2.211 5.451

Otros 931 227 - 12 50 2.631 3.851

Totales 4.018 2.670 215 205 358 4.842 12.308

Tipo de

Montos según días vencidos

Total

Concepto 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Desmantelamiento, costos restauración y rehabilitación (a) - - 138.539 134.399 Contratos onerosos - - 7.300 7.300

Otras provisiones 2.446 2.447 1.762 1.762

Totales 2.446 2.447 147.601 143.461


Desmant. costos reestructuración Contratos Otras

rehabilitación onerosos provisiones TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2020 134.399 7.300 4.209 145.908Provisiones adicionales 4.393 - - 4.393Provisión utilizada (264) - - (264)

Otros incremento (decremento) 11 - (1) 10

Saldo final al 30 de junio de 2020 138.539 7.300 4.208 150.047


62

(1) Ver Nota 14 g) 23. PROVISIONES POR BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS

El detalle de las provisiones por beneficios a los empleados por el año terminado al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019,es el siguiente:

a) Corresponde a las indemnizaciones por años de servicios a todo evento que el Grupo ENAP mantiene con los trabajadores, que

se detallan en los contratos colectivos vigentes a la fecha. El pasivo reconocido en el balance correspondiente a los planes de beneficios definidos brindados a los trabajadores es el valor presente de las obligaciones por dichos beneficios definidos (IAS) a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados intermedios.

La obligación por IAS, es calculada anualmente basada en un modelo actuarial elaborado por un actuario independiente, empleando el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El valor presente de las obligaciones por IAS, se determina descontando los flujos futuros estimados utilizando para ello la tasa de interés del bono corporativo serie E en UF nominado en la moneda en que se pagarán los beneficios y considerando los plazos de vencimiento de las obligaciones.

b) Corresponden a participación en utilidades en la sucursal Ecuador, establecidas por ley; bono renta variable asociados a la

producción de las refinerías Aconcagua y Bío - Bío, el cual se encuentra establecido en los contratos colectivos vigentes y participación en utilidades y otros beneficios establecidos en los convenios colectivos y contratos de trabajo según sea el caso.

c) Las imputaciones registradas en este rubro corresponden a otros beneficios al personal como, gratificaciones, aguinaldo, bono

vacaciones, etc.

Desmant. costosreestructuración Contratos Otras

rehabilitación onerosos provisiones TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 1 de enero de 2019 149.191 9.723 4.309 163.223 Provisiones adicionales 11.881 - 1.162 13.043 Provisión utilizada (2.318) (2.423) (1.301) (6.042)Reverso de provisión (1) (24.355) - - (24.355)Otro incremento (decremento) - - 39 39

Saldo final al 31 de diciembre de 2019 134.399 7.300 4.209 145.908

Corriente No Corriente30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019

Concepto: MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Indemnización por años de servicios ( a ) 4.622 7.146 57.077 60.335

Programas de retiro y reestructuración 302 11.356 - -

Participación en utilidades y bonos del personal ( b ) 18.604 37.900 - -

Provisión de vacaciones 15.157 16.374 - -

Otros beneficios ( c) 8.930 8.232 - -

Totales 47.615 81.008 57.077 60.335


63

23.1 Movimiento de provisiones por beneficios a los empleados corriente - El movimiento de las otras provisiones por beneficios a los empleados corriente es el siguiente:

participación obligatoria al Estado de Ecuador y contratistas de Ecuador. Plan de Participación en Utilidades y Bonos - La entidad reconoce un pasivo y un gasto para bonos y participación en las utilidades, en base a una fórmula que tiene en cuenta el resultado del período después de realizar ciertos ajustes. Se reconoce una provisión cuando la entidad, se encuentra obligada por medio de los convenios colectivos del personal o contractualmente.

23.2 Movimiento de la Indemnización por años de servicios (IAS) no corriente

El movimiento de la provisión por IAS asociado a costos por servicios presentes y pasados, como de intereses son reconocidos inmediatamente en Resultados, Las pérdidas y ganancias actuariales provenientes de ajustes y cambios en los supuestos actuariales, son reconocidas en Patrimonio en el período en el cual se generan, el detalle de las IAS no corriente es el siguiente:

Al 30 de junio de 2020 CorrienteImdemnización Programa Participación en

por años de de retiro y Utilidades y Bonos Provisión Otrosservicios reestructurac. del personal vacaciones provisiones Total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2020 7.146 11.356 37.900 16.374 8.232 81.008Provisiones adicionales - 81 10.932 2.476 2.258 15.747Provisión utilizada (1.931) (1.966) (28.931) (5.515) (1.129) (39.472)Reversión de Provisión - (8.932) (104) (663) (665) (10.364)

Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera (593) (237) (1.193) 2.485 234 696

Saldo final al 30 de junio de 2020 4.622 302 18.604 15.157 8.930 47.615

Al 31 de diciembre de 2019 CorrienteImdemnización Programa Participación en

por años de de retiro y utilidades y bonos Provisión Otrasservicios reestructurac. variable vacaciones provisiones Total

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Saldo inicial al 01 de enero de 2019 11.181 35.432 31.705 20.235 8.180 106.733 Provisiones adicionales 1.246 1.515 28.216 4.971 8.083 44.031 Provisión utilizada (13.137) (25.309) (22.819) (8.634) (8.946) (78.845)Traspaso de provisión desde no corriente 7.298 - - - - 7.298Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera 558 (282) 798 (198) 915 1.791

Saldo final al 31 de diciembre de 2019 7.146 11.356 37.900 16.374 8.232 81.008


64

Beneficios por Terminación - Las indemnizaciones por cese, se pagan cuando la relación laboral es terminada antes de la fecha normal de jubilación. Se reconocen los beneficios por terminación de acuerdo con los convenios colectivos vigentes. Los beneficios con vencimiento superior a 12 meses posterior al final del período de referencia se descuentan a su valor actual. 23.3 Hipótesis actuariales Las hipótesis actuariales en la determinación de la indemnización por años de servicios no corriente son las siguientes:

de descuento nominal aplicada por referencia a nuevas curvas de tasas de interés de mercado se actualizó a fines de 2018. Ver efecto de sensibilidad en Nota 23.4.- Los supuestos de mortalidad fueron determinados, de acuerdo a los consejos actuariales de nuestro actuario independiente, conforme la información disponible y representativa del país. Los supuestos de rotación surgen del análisis interno de la administración de la Empresa.

30.06.2020 31.12.2019Movimiento: MUS$ MUS$

Saldo inicial 60.335 69.716Costos por servicios 568 820Costos por intereses 795 3.967Pérdidas actuariales - (415)Beneficios pagados (2.051) (2.958)Incremento (decremento) en el cambio de moneda extranjera (2.570) (3.497)Traspaso al corriente - (7.298)

Totales 57.077 60.335

No Corriente

Hipótesis: 30.06.2020 31.12.2019Tasa de descuento Chile 5,37% 5,37%Tasa de descuento Ecuador 4,25% 4,25%Tasa esperada de incremento inicial salarial Chile 4,70% 4,70%Tasa esperada de incremento inicial salarial Ecuador 1,50% 1,50%Tasa de retiro voluntario Chile 2,29% 2,29%Tasa de retiro voluntario Ecuador 1,50% 1,50%Tasa de rotación por despido Chile 0,10% 0,10%Tasa de rotación por despido Ecuador 8,73% 8,73%Tabla de mortalidad Chile RV-2014 RV-2014Tabla de mortalidad Ecuador IESS2002 IESS2002Edad de jubilación de mujeres 60 60 Edad de jubilación de hombres 65 65


65

23.4 Análisis de sensibilidad El siguiente cuadro muestra los efectos de la sensibilización al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 en la tasa de descuento utilizada para determinar el valor actuarial de la provisión de IAS:

24. PATRIMONIO a) Cambios en el patrimonio: Aumento de capital - Con fecha 03 de agosto de 2018, el Ministerio de Hacienda, mediante Decreto Supremo N°1639 de fecha 06 de noviembre de 2017, materializó un aporte extraordinario de capital a la Empresa por un monto de MUS$ 400.000, según el artículo 6° transitorio de la Ley N°21.025. Política de reparto de dividendos - La política de reparto de utilidad que rige a ENAP, establecida mediante Resolución del Ministerio de Hacienda N°25 de 11 de agosto de 2005, a través del cual se estableció que ENAP debe traspasar un mínimo de recursos al Fisco, ya sea como impuesto a la renta (40%) y/o como anticipo de utilidades, correspondiente a un 14% de rentabilidad sobre el patrimonio, con utilidades retenidas de períodos anteriores. Por Oficio Ord. N° 1292 del 15 de septiembre de 2012, el Ministerio de Hacienda, resolvió autorizar una política de distribución de utilidades con el objetivo de contribuir a la estabilidad y recomposición de la Empresa, la cual establece la obligación de mantener la revisión de la situación financiera de la Empresa, para decidir si corresponde autorizar la capitalización de las utilidades de las filiales y de la matriz, en tanto se mantenga la situación de pérdida tributaria, esta revisión se realiza anualmente en forma consistente desde la promulgación del oficio. b) Capital emitido El detalle del capital pagado y emitido al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

ENAP es una empresa 100% de propiedad del Estado de Chile y su capital no se encuentra dividido en acciones.

Chile Valor contable

Valor actuarial MUS$ 58.825 62.302 55.715 Tasa de Descuento 5,37% 4,37% 6,37%Sensibilidad porcentual - -19,00% 19,00%Sensibilidad en MUS$ - 3.477 (3.110)

Análisis de sensibilidad

Ecuador Valor contable

Valor actuarial MUS$ 2.874 2.896 2.852 Tasa de Descuento 4,21% 3,21% 5,21%Sensibilidad porcentual - -24,00% 24,00%Sensibilidad en MUS$ - 22 (22)

Análisis de sensibilidad

30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$

Capital pagado 1.632.332 1.632.332

Totales 1.632.332 1.632.332


66

Gestión de capital La gestión de capital, referida a la administración del patrimonio de la Empresa, tiene como objetivo principal, la administración de capital del Grupo ENAP, de acuerdo con el siguiente detalle: Asegurar el normal funcionamiento de sus operaciones, la continuidad del negocio en el largo plazo y la seguridad de suministro

de combustibles líquidos para el país. Asegurar el financiamiento de nuevas inversiones a fin de mantener un crecimiento sostenido en el tiempo y un cumplimiento

cabal de las especificaciones de los combustibles autorizados en Chile. Mantener una estructura de capital adecuada acorde a los ciclos económicos que impactan al negocio y a la naturaleza propia de

la industria. Con estos fines, y tomando en consideración la situación actual de fortalecimiento patrimonial de la Empresa, su valor y evoluciónson controlados e informados al Directorio de la Empresa mensualmente. Esta instancia determina en cada caso los pasos a seguir, la comunicación con el Ministerio de Hacienda, y las potenciales gestiones que se estime oportuno realizar. Otras Reservas

La composición de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es la siguiente:

i) Diferencia de cambio por conversión

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Diferencia de cambio por conversión (i) (82.155) (80.098)Coberturas de flujo de caja (ii) (6.066) 5.660Reservas actuariales en planes de beneficios definidos (9.138) (9.226)Reservas varias (iii) 5.638 4.419

Totales (91.721) (79.245)

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Saldo al inicio del ejercicio (80.098) (78.696)Resultado por cambios en empresas filiales y coligadas (2.057) (1.402)

Totales (82.155) (80.098)


67

ii) Cobertura de flujo de caja

ii) Otras reservas varias

c) Ganancias (pérdidas) acumuladas La composición de este rubro al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

25. PARTICIPACION NO CONTROLADORA El detalle de los efectos originados por la participación de terceros en el patrimonio al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 y resultados consolidados del Grupo por los años períodos al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

Total Movimiento Total 31.12.2019 2020 30.06.2020

Composición de otras reservas en las coberturas de flujos de caja: MUS$ MUS$ MUS$

Cross Currency Swap / Bonos y Arriendo Financiero 17.774 (22.495) (4.721) SWAP y tasa de interés préstamos bancarios (263) 263 - Contratos Forward de cambio de moneda extranjera (69) 39 (30) Swap de diferencial - SDI (419) (5.437) (5.856) Impuesto a la renta y diferido de derivados (11.363) 15.904 4.541

Totales 5.660 (11.726) (6.066)

30.06.2020 31.12.2019MUS$ MUS$

Saldo inicial reservas varias 4.419 1.822Cambios en reservas GNL Quintero S.A. 1.219 2.597

Totales 5.638 4.419

30.06.2020 31.12.2019

MUS$ MUS$

Saldo al inicio del periodo / ejercicio (515.164) (519.514)Resultado del periodo / ejercicio (129.724) 5.015Otras variaciones de resultados acumulados (2.479) (665)

Totales (647.367) (515.164)


68

26. SEGMENTOS DE NEGOCIO Criterios de segmentación La estructura de segmentación utilizada por el Grupo ENAP y definida por el Directorio de ENAP, y de acuerdo a NIIF 8 es en primer lugar, en función de las distintas líneas de negocios y en segundo lugar, según su distribución geográfica. Segmentos principales de negocio del grupo consolidado: Exploración y Producción, incluye las operaciones exploratorias de hidrocarburos (petróleo y gas natural) y de geotermia, así

como su desarrollo, producción y comercialización de hidrocarburos en Chile y en el extranjero, en cuatro países: Chile, Argentina, Ecuador y Egipto. En el exterior, ENAP opera a través de la filial Enap Sipetrol S.A. y en Chile, a través de Enap en Magallanes donde gestiona activos de exploración y producción de hidrocarburos en la XII Región. Además, desarrolla actividades de exploración de gas a través de la modalidad de Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP) en los bloques Coirón, Lenga y Dorado-Riquelme, en alianza con las empresas ConocoPhillips (Coirón) y Methanex (Lenga y Dorado Riquelme), respectivamente, todos ubicados en la Región de Magallanes. Refinación y Comercialización, incluye las actividades y procesos de Refinación, Optimización, Logística, Trading, Desarrollo

de Mercados y Ventas. Las actividades de refinación y comercialización de ENAP son gestionadas por la filial Enap Refinerías S.A. Su negocio consiste principalmente en la compra de crudos en el mercado internacional para su refinación y la posterior comercialización de los productos terminados. El abastecimiento de petróleo crudo de Enap Refinerías se obtiene mayoritariamente de Sudamérica. Enap Refinerías S.A. es la única empresa que refina petróleo en Chile y la más importante de la costa Pacífico de Centro y Sudamérica en capacidad de refinación. La refinación se lleva a cabo en tres refinerías: Refinería Aconcagua, ubicada en la Región de Valparaíso, Refinería Bío Bío, en la Región del Biobío, y Refinería Gregorio, en la Región de Magallanes. Las refinerías cuentan con las instalaciones necesarias para la recepción y el almacenamiento de la materia prima, entre ellas cinco terminales marítimos, situados en Quintero, San Vicente, Isla de Pascua, Cabo Negro y Gregorio, estos dos últimos en la Región de Magallanes. El almacenamiento y transporte de combustibles, la venta mayorista y la exportación de combustibles corresponde a la Dirección de Almacenamiento y Oleoducto (DAO), que administra la infraestructura logística. Gas y Energía, entre las medidas tomadas por la Administración para apoyar la implementación de la Agenda de Energía del

Gobierno, con fecha 14 de julio de 2014 se constituyó una tercera Línea de Negocio de ENAP, Línea de Gas & Energía, cuya misión es promover el uso del Gas Natural Licuado (GNL) en la matriz energética nacional, junto con la incorporación de nueva capacidad de generación eléctrica. Incluye las actividades y procesos de comercialización del gas vía gasoductos, gasoducto virtual y GNL Móvil, gestión de nuevos proyectos de energía eléctrica.

Entidad 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 30.06.2019MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Vientos Patagónicos S.A. 2.780 2.379 80 (14)

Enap Refinerías S.A. 99 124 (24) (4)

Totales 2.879 2.503 56 (18)

controladoraen patrimonio

a participaciones no controladoras

Ganancia (pérdida) atribuible Participación no


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Al 30 de junio de 2020 E&P R&C G&EAjustes de

consolidación TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

(1)Ingresos actividades ordinarias 240.301 2.148.469 119.871 - 2.508.641Ingresos actividades ordinarias, interlineas 24.731 76.852 58.723 (160.306) - Costos de ventas (182.325) (2.204.025) (109.454) (4.801) (2.500.605)Costos de ventas, interlineas (16.139) (101.077) (43.090) 160.306 -

Ganancia bruta 66.568 (79.781) 26.050 (4.801) 8.036

Otros ingresos, por función 350 4.346 1.200 5.358 11.254

Costos de distribución (13.824) (70.905) (899) - (85.628)Gastos de administración (10.955) (11.856) (339) (11.630) (34.780)Otros gastos por función (8.502) (31) - (386) (8.919)

Ganancia (pérdida) de actividades operacionales 33.637 (158.227) 26.012 (11.459) (110.037)

Ingresos financieros 5.922 304 - (4.860) 1.366

Costos financieros (10.683) (49.648) - (55.343) (115.674)Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas que se contabilicen utilizando el método de la participación

6 655 9.068 - 9.729

Diferencias de cambio (754) 20.351 242 1.492 21.331

Ganancia (pérdida) antes de impuesto 28.128 (186.565) 35.322 (70.170) (193.285)

Beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias (10.481) 45.308 (6.564) 35.354 63.617

Ganancia (pérdida) 17.647 (141.257) 28.758 (34.816) (129.668)

Al 30 de junio de 2019 E&P R&C G&EAjustes de

consolidación TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

(1)Ingresos actividades ordinarias 315.200 3.441.011 156.081 - 3.912.292Ingresos actividades ordinarias, interlineas 49.685 111.965 65.753 (227.403) - Costos de ventas (197.845) (3.323.922) (144.225) (6.208) (3.672.200)Costos de ventas, interlineas (24.877) (140.919) (61.799) 227.595 -

Ganancia bruta 142.163 88.135 15.810 (6.016) 240.092

Otros ingresos 850 9.954 1.050 1.218 13.072

Costos de distribución (17.454) (89.278) (1.671) - (108.403)Gastos de administración (13.532) (14.924) (456) (13.851) (42.763)Otros gastos por función (16.520) (684) - (521) (17.725)

Ganancia (pérdida) de actividades operacionales 95.507 (6.797) 14.733 (19.170) 84.273

Otras ganancias (pérdidas) 72 150 - 22 244

Ingresos financieros - 515 - 1.246 1.761Costos financieros (16.693) (45.387) - (60.203) (122.283)Participación en ganancias (pérdidas) de asociadas que se contabilicen utilizando el método de la participación

- 1.704 8.046 - 9.750

Diferencias de cambio (3.814) 11.694 (26) 15.437 23.291

Ganancia (pérdida) antes de impuesto 75.072 (38.121) 22.753 (62.668) (2.964)

Beneficio (gasto) por impuesto a las ganancias (20.981) 10.862 (3.677) 35.072 21.276

Ganancia (pérdida) 54.091 (27.259) 19.076 (27.596) 18.312


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(1) En esta columna se presentan los ajustes de consolidación del Grupo ENAP, siendo los ítems más significativos las transacciones de ingresos y costos por compra/venta de productos e insumos entre las empresas del Grupo y las partidas no distribuidas a los segmentos como costos administrativos asociados al corporativo, resultados de asociadas, otras ganancias y pérdidas e ingresos y costos financieros, principalmente. Detalle de ingresos por venta según producto y área geográfica, al 30 de junio de 2020 y 2019:

La comercialización de los productos refinados por la filial Enap Refinerías S.A., se canaliza a través de las empresas distribuidoras mayoristas de combustibles y otros derivados. La filial Enap Refinerías S.A. mantiene contratos de abastecimiento con sus principales clientes, asegurando de esta manera el adecuado abastecimiento de combustibles a lo largo del país. Los principales clientes del Grupo ENAP a nivel nacional son Copec, Esmax, Enex, Lipigas, Abastecedora de Combustibles y Methanex. Activos y Pasivos por Segmentos Operativos Actualmente el Grupo ENAP no mantiene un control y registro de los activos por segmentos reportables en sus sistemas de reporte interno y tampoco dicha información es utilizada por el Directorio como parte del proceso de toma de decisiones de negocio y asignación de recursos. Los pasivos financieros del Grupo ENAP están centralizados y controlados a nivel corporativo y no se presentan por segmentos reportables. De acuerdo a NIIF 8, la máxima autoridad de la entidad recibe, para la toma de decisiones, la información consolidada de balance, los activos y pasivos los cuales no se presentan por líneas de negocio, por lo tanto, no se cumplen los requisitos para detallar la

Venta por Productos E&P R&C G&E Total E&P R&C G&E TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Crudo 44.780 - - 44.780 78.589 - - 78.589 Gas Natural 96.087 - 116.721 212.808 133.218 - 151.787 285.005 Gas Licuado de Petróleo - 68.808 - 68.808 - 107.827 - 107.827 Gasolinas - 752.269 - 752.269 - 1.204.802 - 1.204.802 Kerosene - 207.097 - 207.097 - 386.743 - 386.743 Diesel - 909.787 - 909.787 - 1.459.608 - 1.459.608 Petróleo Combustible - 67.409 - 67.409 - 151.495 - 151.495 Petroquimicos - 22.936 - 22.936 - 29.661 - 29.661 Otros Productos y exportaciones - 120.071 3.150 123.221 - 98.602 4.294 102.896 Otros ingresos 4.306 92 - 4.398 2.169 2.273 - 4.442 Venta de servicios 95.128 - - 95.128 101.224 - - 101.224

Totales 240.301 2.148.469 119.871 2.508.641 315.200 3.441.011 156.081 3.912.292

Al 30 de junio de 2020 Al 30 de junio de 2019

Ventas Geográficas E&P R&C G&E Total E&P R&C G&E TotalMUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Nacionales 81.199 2.101.139 119.871 2.302.209 98.930 3.379.860 156.081 3.634.871 Extranjeras 159.102 47.330 - 206.432 216.270 61.151 - 277.421

Totales 240.301 2.148.469 119.871 2.508.641 315.200 3.441.011 156.081 3.912.292

Al 30 de junio de 2020 Al 30 de junio de 2019


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27. INGRESOS DE ACTIVIDADES ORDINARIAS El detalle de este rubro por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

(1) El Ministerio de Energía está facultado para compensar a ENAP por un monto máximo de M$ 58.521.878 por los años 2020 y 2019, de acuerdo a la Ley de Presupuestos del Sector Público aprobada por el Congreso Nacional. 28. COSTOS DE VENTAS El desglose de los costos de ventas por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

(1) Al 30 de junio de 2020, los costos de productos refinados presentan un abono por MUS$ 49.706 (abono por MUS$ 139.333 al 30 de junio de 2019) producto de la determinación del ajuste a los inventarios por valor neto de realización (VNR), el cual fue compensado con coberturas del valor razonable para los instrumentos Time Spread Swap los cuales tuvieron por objetivo desplazar financieramente la ventana de toma de precios de los embarques de crudo y ajustarla a las fechas en donde los productos refinados

l.

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.2019Detalle 30.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Venta de crudo 44.780 78.589 15.089 41.255Venta de gas natural 175.692 243.994 97.438 134.816Ingreso por compensación de gas (1) 37.116 41.011 21.915 24.602Venta de productos refinados 2.142.681 3.443.033 569.637 1.743.806Venta de servicios petroleros 95.128 101.224 35.657 50.984Otros ingresos de operación 13.244 4.441 7.538 2.171

Totales 2.508.641 3.912.292 747.274 1.997.634

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Costo de crudo y gas 206.154 288.144 118.250 165.583Costo de productos refinados (1) 2.024.013 3.129.971 500.947 1.595.932Costo por venta de servicios 43.617 44.225 24.175 24.794Otros costos de operación 226.821 209.860 122.048 89.432

Totales 2.500.605 3.672.200 765.420 1.875.741


72

29. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN El desglose de los costos de distribución los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

30. OTROS GASTOS POR FUNCIÓN El desglose de los otros gastos por función por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Servicios de logística 4.683 10.356 2.397 4.922Transporte por oleoductos 12.824 20.245 4.844 10.232Transporte marítimo 33.822 33.978 15.518 16.298Transporte terrestre 5.896 10.622 2.395 6.177Gastos del personal 9.564 10.433 4.489 4.994Otros 18.839 22.769 9.032 12.478

Totales 85.628 108.403 38.675 55.101

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Costos de campañas exploratorias 3.936 12.346 2.130 3.338Pozos secos de exploración y abandonos 2.436 992 1.690 331Bajas de propiedad, planta y equipo - 1.542 - 1.542Costos de exploración y otros 2.547 2.845 1.024 399

Totales 8.919 17.725 4.844 5.610


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31. COSTOS FINANCIEROS El desglose de los costos financieros por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es el siguiente:

32. GASTOS DEL PERSONAL La composición de esta partida por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019, es la siguiente:

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Intereses de sobregiros y préstamos bancarios 13.549 18.618 7.377 9.079 Intereses de obligaciones con el público 84.443 90.795 42.513 44.218 Intereses de obligaciones por arrendamiento 3.845 1.942 1.957 864 Intereses de otras cuentas por pagar y otros pasivos no financieros 8.383 11.020 4.266 6.414 Otros desembolsos asociados a intereses 815 359 448 223

Total costo por intereses 111.035 122.734 56.561 60.798

Liquidaciones de derivados (swap) 2.938 1.139 4.176 3.227Intereses devengados por derivados (swap) 1.701 1.755 (2.008) (1.360)Menos: Intereses capitalizados - (3.345) - (1.697)

Total costos financieros 115.674 122.283 58.729 60.968

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Sueldos y salarios 66.009 84.360 30.480 41.174 Beneficios a corto plazo empleados 58.752 71.338 26.754 35.931 Otros gastos de personal 2.474 3.622 962 1.885 Otros beneficios 9.167 15.857 4.425 6.309

Totales 136.402 175.177 62.621 85.299


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33. DIFERENCIAS DE CAMBIO El detalle de los rubros de activos y pasivos que dan origen a diferencias de cambio que son (debitadas) acreditadas a resultados por los períodos terminados al 30 de junio de 2020 y 2019son los siguientes:

34. MONEDA EXTRANJERA El desglose de moneda extranjera para activos al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

El desglose de moneda extranjera para pasivos al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019 es el siguiente:

01.01.2020 01.01.2019 01.04.2020 01.04.201930.06.2020 30.06.2019 30.06.2020 30.06.2019

Conceptos MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Efectivo y equivalente al efectivo (929) 11.361 1.176 (1.549)Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar (47.673) 12.154 11.483 1.355Resultado cobertura forward 52.136 (9.304) (6.474) 465Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 769 (563) 772 (324)Cuentas por cobrar y por pagar por impuestos 372 9.099 (425) 3.579Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar 1.872 2.328 (2.397) (4.851)Provisiones corriente 5.464 (2.636) (1.041) (52)Provisiones no corriente 4.755 (1.752) (2.327) 51Otros pasivos financieros corrientes y no corrientes 34.990 (3.038) (13.437) (3.373)Resultado cobertura pasivos financieros corriente y no corriente (30.102) 6.792 14.483 4.829Otros (323) (1.150) 67 (683)

Totales 21.331 23.291 1.880 (553)

Moneda Moneda 30.06.2020 31.12.2019

Activos extranjera funcional MUS$ MUS$

Efectivo y Equivalentes al Efectivo $ No reajustable Dólar 37.772 10.864$ Argentinos Dólar 7.982 11.872£ Libras Egipcias Dólar 11.868 3.961

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar, corrientes $ No reajustable Dólar 302.472 540.247$ reajustable Dólar 623 163$ Argentinos Dólar 11.173 28.575

Activos por impuestos corrientes $ No reajustable Dólar 57.779 73.903$ reajustable Dólar 2.332 4.756$ Argentinos Dólar 4.801 2.895

Otros activos financieros no corrientes $ reajustable Dólar - 1.121Derechos por cobrar no corrientes $ No reajustable Dólar 11 12

$ reajustable Dólar 8.385 9.673

Totales 445.198 688.042


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35. INFORMACIÓN SOBRE MEDIO AMBIENTE A continuación, se presenta una breve descripción de los proyectos relacionados con mejoramiento y/o inversión de procesos productivos, verificación y control de cumplimiento de ordenanzas y leyes relativas a procesos e instalaciones industriales y cualquier otro que pudiere afectar en forma directa o indirecta a la protección del medio ambiente: Enap Ecuador, destina dentro de su Plan Anual de Gestión (PAG) valores para inversiones que potencializan el cumplimiento, iniciativas y las buenas prácticas ambientales con el objeto de tener una operación responsable y sostenible con el medio ambiente que permita continuar con la certificación de Carbono Neutral. El foco está en la realización de controles constantes a los componentes medio ambientales, físicos o abióticos (Aire, Agua y tierra) y bióticos asociados a la preservación de la flora y fauna. Todas estas actividades enmarcadas en el seguimiento del Plan de Manejo Ambiental (PMA) en MDC y PBHI. El monto utilizado para los proyectos e iniciativas ambientales de ENAP Ecuador en el periodo 1 de enero al 30 de junio del 2020 ascienden a MUSD 433.

En ENAP Sipetrol Argentina, los recursos destinados a proyectos e iniciativas ambientales corresponden a aspectos de operación corriente y gestión de nuevos proyectos. En los aspectos de operación corriente se incluye principalmente el transporte y tratamiento de residuos, el tratamiento de efluentes líquidos, la realización de monitoreos ambientales y la tramitación y mantenimiento de permisos ante autoridades. Así también se encuentran los gastos requeridos para mantener activo el plan de contingencias frente a derrames, entre los cuales se incluye consultoría especializada para la preparación y acuerdos con empresas especializadas en la respuesta a eventuales derrames. En cuanto a la gestión de nuevos proyectos, se incluye la realización de estudios ambientales (evaluaciones de impacto y campañas de monitoreo) y las tasas asociadas a la obtención de los nuevos permisos ambientales. El monto utilizado para los proyectos e iniciativas ambientales de Enap Sipetrol Argentina al 30 de junio del 2020 ascienden a MUSD 657. ENAP Magallanes realiza actividades asociadas a exploración y producción de yacimientos de hidrocarburos por la línea E&P y actividades relacionadas con refinación, logística y comercialización asociadas a la explotación de los activos de refinación y terminales marítimos por la línea R&C; para el desarrollo de dichas actividades se requiere la ejecución de diversas iniciativas que den cumplimiento a los compromisos establecidos en las tramitaciones ambientales de nuestros Proyectos y a las normativas ambientales que aplican a nuestra actividad. El monto utilizado para los proyectos e iniciativas ambientales de ENAP Magallanes en el periodo 1 de enero al 30 de junio del 2020 ascienden a MUSD 733.

30.06.2020 31.12.2019Moneda Moneda Hasta 91 días 1 año más de Hasta 91 días 1 año más de

Pasivos extranjera funcional90 díasMUS$

a 1 añoMUS$

a 5 añosMUS$

5 añosMUS$

90 díasMUS$

a 1 añoMUS$

a 5 añosMUS$

5 añosMUS$

Otros pasivos financieros corrientes $ reajustable Dólar 3.380 - - - 1.238 2.168 - - Cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar $ No reajustable Dólar 76.248 65.674 - - 115.833 - - -

$ reajustable Dólar - 409 - - 2.099 - - -

Libra esterlina Dólar - 3 - - - - - -

$ Argentinos Dólar 8.775 - - - 15.664 - - -

Euro Dólar - 312 - - 121 - - -

Libra esterlina Dólar - - - - 23 - - - Pasivos por Impuestos corrientes $ No reajustable Dólar 62.796 - - - 69.069 - - -

$ reajustable Dólar 10.165 - - - 1.815 - - -

$ Argentinos Dólar 1.674 - - - 238 - - -

Provisiones corrientes por beneficios a los empleados $ No reajustable Dólar 17.111 4.073 - - 34.960 - - -

$ reajustable Dólar - 15.960 - - 21.675 - - -

$ Argentinos Dólar 1.193 - - - 1.864 - - -

Otros pasivos no financieros corrientes $ Argentinos Dólar 10 10Otros pasivos financieros no corrientes $ reajustable Dólar - - 71.191 362.957 - - 34.516 392.958

Otras provisiones a largo plazo $ Argentinos Dólar - - 2.554 - - - 1.538 -

Pasivo por impuestos diferidos $ Argentinos Dólar - - 9.414 - - - 11.966 -

Provisiones no corrientes por beneficios a los empleados $ No reajustable Dólar - - 6.809 17.820 - - 7.256 18.987

$ reajustable Dólar - - 9.453 20.088 - - 10.066 21.391

Otros pasivos no financieros no corrientes $ Argentinos Dólar - - 6.105 - - - 5.848 - Totales 181.352 86.431 105.526 400.865 264.609 2.168 71.190 433.336


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En Refinería Aconcagua los proyectos e iniciativas ambientales definidas para el año 2020 forman parte de un plan de trabajo de largo plazo, están orientadas a actividades que permitan identificar e implementar mejoras en lo referente a emisiones de ruidos, monitoreo de emisiones atmosféricas, ejecución del Plan de cumplimiento presentado a la Superintendencia del Medio Ambiente y Proyectos asociados al Plan de Prevención y Descontaminación Atmosférico de Concón, Quintero y Puchuncaví. El monto utilizado para los proyectos ambientales de Refinería Aconcagua al 30 de junio del 2020 ascienden a MUSD 387. En Refinería Bío Bío el enfoque y los recursos destinados a los proyectos e iniciativas ambientales Bío Bío tienen relación principalmente con la ejecución de una serie de compromisos adquiridos con la Ilustre Corte de Apelaciones de Concepción (ICA). Los proyectos e iniciativas concernientes a la Corte de Apelaciones de Concepción están relacionados con un programa de mitigación de olores, cuyo objetivo principal es el manejo de los olores producidos como consecuencia de la actividad de refinación de petróleo en las comunidades vecinas. El monto utilizado para los proyectos ambientales de Refinería Bío Bío al 30 de junio del 2020 corresponde a MUSD 249. 36. JUICIOS Y COMPROMISOS COMERCIALES A continuación, se presenta un detalle de los principales juicios vigentes que pudiesen tener un efecto material adverso para la Empresa. En Chile: Partes: Francisco Acevedo y Otros con Armadores de la Motonave LR Mimosa, y Otros. Rol N°: 17-2014 Tribunal: Ministro de Corte Apelaciones de Valparaíso Materia: Indemnización de perjuicios según Ley de Navegación. Cuantía: MUS$ 112.152.- Breve relación de hechos: Demanda civil de indemnización de perjuicios regulada por el artículo 153 de la Ley de Navegación. Estado actual: Por disposición del Tribunal están acumuladas en la causa Rol N° 17-2014 todas las demandas fundadas en los mismos hechos ocurridos el 24 de septiembre de 2014. Pendiente la acumulación de las últimas demandas presentadas. Partes: Sindicato de trabajadores independientes, pescadores artesanales, buzos mariscadores y ramos similares de Caleta Horcón y otros con Aes Gener S.A. y Otros. RIT N°: D-30-2016. Tribunal: Segundo Tribunal Ambiental. Materia: Acción de declaración y reparación de daño ambiental. Cuantía: Indeterminada Breve relación de hechos: Con fecha 1 de julio de 2016, los actores presentaron una demanda por daño ambiental generado por las empresas emplazadas en el sector de Ventana, V Región, (una de las demandadas la filial Enap Refinerías S.A.) Estado actual: Tribunal resolvió continuar adelante con el proceso porque el Ministerio del Medio Ambiente manifiesta no poder llegar a una conciliación en esta causa. Demandante debe señalar si continuará con posibilidad de conciliar con las Empresas demandadas. Partes: Investigación Sumaria Administrativa por el derrame de hidrocarburos de 14 de mayo de 2016 respecto de B/T Ikaros y Enap Refinerías S.A. Rol: N/A Tribunal: Fiscalía Marítima de Valparaíso/Gobernador Marítimo de Valparaíso. Materia: Infracción a Ley de Navegación. Cuantía: 290.000 pesos oroBreve relación de hechos: En mcondiciones climáticas detuvo el procedimiento de carga, desconecto el flexible que unía al buque con el Terminal, observándose presencia de producto en el fondo marino. Estado actual: El 22 de abril de 2020, se notificó a ERSA resolución de Director de Directemar que se pronuncia respecto del dictamen fiscal y resuelve aplicar a Enap Refinerías S.A. una multa de 145.000 pesos oro (USD$1.358.000) y al B/T Ikaros (Capitán, Oficial Primero y Segundo Oficial) multas por el total de 100.000 pesos oro. Dentro de plazo se presentó recurso de reconsideración a fin de que Director deje sin efecto la multa o la rebaje a mínimo legal. Partes: Procedimiento sancionatorio de Superintendencia del Medio Ambiente con ERSA- Aconcagua. Rol: F-30-2018 Tribunal: Superintendencia de Medio AmbienteMateria: Infracción a Resolución de Calificación Ambiental 53/2005. Cuantía: 12.000 UTA máximo aplicable (MUS$8.833). Breve relación de hechos: Luego de fiscalización y aplicación de medida provisional preprocedimental en el Terminal Quintero por posibles intoxicaciones que se presentaron en personas de la ciudad de Quintero, mediante resolución exenta N° 1 /F-30-2018, la


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Superintendencia de Medio Ambiente resuelve iniciar proceso sancionatorio por 3 hechos, siendo uno de ellos una posible infracción gravísima y los otros dos hechos posibles infracciones leves a la normativa ambiental. Estado actual: Dentro de plazo se formularon descargos respecto de los hechos que podrían constituir infracción a la normativa ambiental. El Fiscal a cargo declaró cerrada la investigación, correspondiendo que la Autoridad Ambiental decida aplicar sanciones o acoger los descargos. Partes: Técnica Nacional de Servicios, Ingeniería y Construcción S.A. (TECNASIC) con Enap Refinerías S.A. RIT N°: C-2231-2019. Tribunal: Tercer Juzgado Civil de Viña del Mar. Materia: Indemnización de perjuicios por incumplimiento de contrato. Cuantía: CLP M$2.730.694 (MUS$3.325) Breve relación de hechos: Concluida la ejecución de las obras, se procedió al cierre y liquidación del Contrato, en que no hubo una aceptación por parte de TECNASIC del monto que ERSA señalaba adeudar en el marco de este Contrato. Estado actual: Está agotado el período de discusión. El 13 de enero de 2020 se realizó audiencia de conciliación, sin éxito. Partes: ADM OUT PRO SpA con Enap Refinerías S.A.RIT N°: N/A. - Juez Árbitro doña Marcela Achurra González. Materia: Indemnización de perjuicios por responsabilidad contractual. Cuantía: CLP M$3.066.990 (MUS$3.735) Breve relación de hechos: Con fecha 30 de abril de 2019, ERSA dio término de contrato TR 31077814 sobre Operación y Gestión de Bodegas de ERSA por incumplimiento grave de las obligaciones. Estado actual: En desarrollo etapa de discusión, se han presentado los escritos de rigor de réplica y dúplica. El 18 de junio de 2020 se declara terminada la etapa de conciliación, sin éxito. Partes: Luis Mendoza Mendoza, con Enap Refinerías S.A. y otros. Rol: C-4-2007. Tribunal: I. Corte de Apelaciones de Concepción Materia: Indemnización de Perjuicios regulada por Art. 153 Ley de Navegación. Cuantía: CLP M$ 8.531.628 (MUS$10.389) Breve relación de hechos: En las demandas se solicita una indemnización de perjuicios basada en la responsabilidad extracontractual a consecuencia del derrame ocurrido en la Bahía de San Vicente. A esta causa se acumularon todas las demandas indemnizatorias interpuestas y notificadas en tiempo y forma Estado actual: El 11.05.2020 la causa volvió a tabla, sin embargo, no se vio porque los demandantes hicieron uso de su derecho a suspender la vista. Fue incluida en tabla el 18.05.2020 procediéndose a su vista. Con esa misma fecha la causa quedó en estado de acuerdo. Al 30.06.2020 se encuentra pendiente el fallo de los recursos. Partes: Carte con Enap Refinerías S.A. y Otros Rol: C-1999-2014. Tribunal: 1º Juzgado Civil de Talcahuano.Materia: Medida prejudicial precautoria y demanda civil. Cuantía: CLP M$ 23.590.000 (MUS$28.725) Breve relación de hechos: Vecinos a la planta de ERSA-Hualpén presentan medida prejudicial en contra de ERSA y organismos públicos tendientes a obtener información ante una futura demanda civil Estado actual: El 06.04.2020 la actora solicita que se reciba la causa a prueba. El 07.04.2020 el tribunal resuelve que siendo una causa física, reitérese una vez normalizado el funcionamiento del tribunal. El 21.05.2020 ERSA suspende alegato por comparecencia. El 28.05.2020 ERSA suspende derechamente alegato. El 05.06.2020 la causa queda en trámite de digitalizar todo el expediente. Al 30.06.2020 se encuentra pendiente que la causa se digitalice. Partes: FICA y Otros con Enap Refinerías S.A. Rol: C-3341-2018 Tribunal: 2º Juzgado Civil de Talcahuano. Posteriormente C-1815-2019 Primer Juzgado Civil de Talcahuano.Materia: Demanda civil de indemnización de perjuicios. Cuantía: CLP M$4.795.000, 137 demandantes, CLP M$35.000 cada uno (MUS$5.839) Breve relación de hechos: Vecinos a la planta de ERSA-Hualpén demandan indemnización de perjuicios por que presuntamente durantelos últimos años, han sido afectados por innumerables fenómenos de olores. Estado actual: La causa se acumuló en sistema a la C-1999-2014 del Primer Juzgado Civil (ver dicha causa). Partes: Espinoza y otros con Enap Refinerías S.A. Rol: C-360-2019. Segundo Juzgado Civil de Talcahuano. Posteriormente C-1826-2019 Primer Juzgado Civil de Talcahuano. Materia: Demanda civil de indemnización de perjuicios. Cuantía: CLP M$1.645.000 (MUS$2.003). Breve relación de hechos: Vecinos a la planta de ERSA-Hualpén demandan indemnización de perjuicios por que presuntamente durante los últimos años, han sido afectados por innumerables fenómenos de olores.


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Estado procesal actual: La causa se acumuló en sistema a la C-1999-2014 del Primer Juzgado Civil (ver dicha causa). Partes: Rol N°: C-920-2016 Tribunal:1°Juzgado de Letras de Punta Arenas Materia: Acción Reivindicatoria con indemnización de perjuicios. Cuantía: CLP M$2.600.000 (MUS$3.166). Breve relación de hechos: Demanda a ENAP en juicio reivindicatorio por terrenos que estarían siendo ocupados por la demandada y que pertenecerían a la actora, dueña de la Estancia Cañadón Grande. Estado actual: Con fecha 11.11.2019 demandante deduce recursos de casación en la forma y en el fondo en contra de la sentencia de segunda instancia. Se declara admisible el recurso, elévense los autos a la Corte Suprema para conocimiento y resolución (12.12.2019). Partes: Industria y Maestranza Austral Limitada (IMA) con ENAP

Rol N°: C-2000-2019 Tribunal o Sede: Tercer Juzgado de Letras de Punta ArenasMateria: Incumplimiento de Contrato e Indemnización de Perjuicios Cuantía: M$2.315.703 (MUS$2.820) Breve Relación de hechos: Empresa contratista de ENAP con contratos vigentes, demanda incumplimiento de contrato asociados a 2 O.T. amparadas en contrato MA31062138- área continental e isla tierra del fuego, ENAP Magmateriales, entrega de ingeniería incompleta e ineficiente, alteraciones en secuencia constructiva, lo que habría ocasionado perjuicios (daño emergente y lucro cesante). Estado Actual: Con fecha 25 de junio de 2020, se lleva a cabo audiencia de Conciliación. Las partes acuerdan suspenderla hasta el día 31 de julio de 2020. Adicionalmente a lo indicado en los párrafos anteriores ENAP interpuso el siguiente juicio: Partes Rol: RUC N° 1910056844-9 Tribunal: Cuarto Juzgado de Garantía de Santiago Cuantía: Indeterminada (a favor de ENAP) Materia: Querella asociada a hechos relacionados con proyecto PIAM de la filial ENAP Sipetrol Argentina S.A, en contra de quienes resulten responsables, por los presuntos delitos de: (i) malversación de caudales públicos y, (ii) fraudes al Fisco y organismos del Estado. Estado actual: Actualmente en etapa de investigación. Compromisos Comerciales: GNL CHILE S.A. Enap Refinerías S.A. mantiene un contrato de suministro de gas natural (Gas Sales Agreement) con la sociedad GNL Chile S.A. con un plazo de 21 años a partir del 31 de mayo de 2007, las actuales condiciones comerciales establecen una cláusula de take or pay por LINDE GAS S.A. Enap Refinerías S.A. mantiene un contrato con Linde para operación y supervisión de plantas de hidrógeno, a razón de un plazo de 20 años a partir de 2018, las condiciones comerciales establecen Tarifa Fija Mensual de MUS$1.150 reajustable. TERMINAL GNL MEJILLONES Enap Refinerías S.A. mantiene un contrato de uso de capacidad con el terminal GNL Mejillones II Región. El contrato tiene un plazo de 23 años a partir de 2019 las actuales condiciones comerciales establecen una cláusula de take or pay por la contratación de capacidad anual de 2,90 TBTU.


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Restricciones: ENAP - Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, la Empresa no mantiene restricciones y cumplimientos de covenants financieros con sus bancos acreedores y bonos con el público. Enap Sipetrol Argentina S.A. - La legislación aplicable a esta Sociedad exige que el 5% de las utilidades del período deban ser destinadas a la constitución de una reserva legal, cuenta integrante del patrimonio neto, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social ajustado. Cauciones obtenidas de terceros: ENAP - Al 30 de junio de 2020 y 31 de diciembre de 2019, el Grupo ENAP no ha recibido cauciones de terceros 37. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS

Garantías directas

Acreedor de la garantía Descripción Tipo de Garantía MUS$

Bank of Nova Scotia Garantía Préstamo Financiero (Garantía otorgada por ENAP a la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.) Garantía personal a primera demanda 100.000

Bank of America, N.A. Garantía Préstamo Financiero (Garantía otorgada por ENAP a la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.) Garantía personal a primera demanda 90.000

Bank of Nova Scotia Garantía Préstamo Financiero (Garantía otorgada por ENAP a la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.) Garantía personal a primera demanda 37.333

BBVA Garantía Préstamo Financiero (Garantía otorgada por ENAP a la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.) Garantía personal a primera demanda 25.000

Citibank Garantía Préstamo Financiero (Garantía otorgada por ENAP a la filial Enap Sipetrol Argentina S.A.) Garantía personal a primera demanda 25.000

SHELL GLOBAL LNG LIMITED Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 31.07.2020

Carta de Crédito 15.009

SHELL GLOBAL LNG LIMITED Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 31.08.2020


Ministerio de Energía Garantizar el fiel cumplimiento de las inversiones y trabajos comprometidos del CEOP Bloque Coirón, válida hasta el 18.11.2020.

Boleta de Garantía en moneda extranjera

2.891

SHELL GLOBAL LNG LIMITED Garantiza el fiel cumplimiento del contrato de compraventa de Gas Natural Licuado, válida hasta el 31.01.2021.


Ministerio de Energía Garantizar la ejecución de todas las faenas de abandono de pozo CEOP Bloque Coirón. Válida hasta el 19.05.2021.

Boleta de garantía 946

Ministerio de Energía Garantiza el abandono de pozos, según el artículo 19.3 del CEOP Bloque Caupolicán. Válida hasta el 06.06.2021.

Boleta de garantía 1.651

Ministerio de Energía Garantizar el abandono del pozo CEOP Bloque Dorado Riquelme. Válida hasta el 27.09.2020 Boleta de Garantía en moneda extranjera

534

UOP LLC Garantizar el arriendo de platino para trabajo en la planta de ERSA, válida hasta el 31.12.2020. Carta de Crédito 5.650

Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador Emisor: EOP operaciones petroleras S.A. Beneficiario: Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador. Garantiza 20% de las inversiones mínimas de la Fase I de Exploración del Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Bloque 28, Ecuador, vencimiento el 13.05.2021.

Carta de Crédito Standby como contragarantía para emisión de garantía en el exterior

2.975

Ministerio de Medio Ambiente (Ec) Fiel cumplimiento de contrato Plan manejo ambiental (varias PBH, MDC, Jambelí). Vencimiento entre 22.07.2020 y 29.06.2021

Póliza de seguro 4.802


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38. AMBITO DE CONSOLIDACIÓN a) Detalle de porcentajes de participación en sociedades incluidas en el ámbito de consolidación, es el siguiente:

b) Actividad de sociedades incluidas en el ámbito de consolidación:

c) Información financiera resumida de filiales:

Porcentaje PorcentajeMoneda de participación con derecho a voto Relación

Compañía País funcional 30.06.2020 31.12.2019 30.06.2020 31.12.2019 con Matriz

Enap Refinerías S.A. Chile Dólar 99,98% 99,98% 99,98% 99,98% Filial DirectaEnap Sipetrol S.A. Chile Dólar 100% 100% 100% 100% Filial DirectaPetro Servicios Corp. S.A. Argentina Dólar 100% 100% 100% 100% Filial IndirectaGas de Chile S.A. Chile Pesos 100% 100% 100% 100% Filial DirectaEnergía Concón S.A. Chile Dólar 100% 100% 100% 100% Filial IndirectaEnap Sipetrol Argentina S.A. Argentina Dólar 100% 100% 100% 100% Filial IndirectaSipetrol International S.A. Uruguay Dólar 100% 100% 100% 100% Filial IndirectaEOP Operaciones Petroleras S.A. Ecuador Dólar 100% 100% 100% 100% Filial IndirectaVientos Patagónicos SpA Chile Dólar 66% 66% 66% 66% Filial Directa

Empresa Actividad

Enap Refinerías S.A. Compra y refinación de crudo y productos derivados.

Enap Sipetrol S.A.Exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y prestar servicios de asesoría en Chile y en el extranjero.

Petro Servicios Corp. S.A. Servicios Petroleros.

Gas de Chile S.A. Importación, exportación y operación en general de toda clase de combustibles y subproductos derivados, en especial gas natural en cualquiera de sus estados.

Energía Concón S.A. Construcción, implementación, operación y explotación de Planta de Cocker.

Enap Sipetrol Argentina S.A. Formación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE), agrupaciones de colaboración, joint venture, consorcios u otra forma de asociación para exploración, explotación y tranporte de hidrocarburos.

Sipetrol International S.A. Realizar y administrar inversiones. Una o más de las actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos.

EOP Operaciones Petroleras S.A. Estudios geológicos de superficie, y la perforación de un pozo exploratorio.

Vientos Patagónicos SpA


Compañía CorrienteNo

corriente CorienteNo

corrienteIngresos

OrdinariosGastos

OrdinariosResultado

período

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Refinerías S.A. 1.036.872 2.249.831 2.609.945 173.790 2.234.896 (2.291.647) (122.551)Enap Sipetrol S.A. 185.310 1.059.833 154.363 278.598 164.771 (106.499) 29.363Petro Servicios Corp. S.A. 244 - 61 - - - (20)Gas de Chile S.A. 565 3.502 49 - - - (49)Energía Concón S.A. 211.779 81.481 197.940 22.374 - - 617Enap Sipetrol Argentina S.A. 44.767 378.727 122.113 266.592 53.684 (58.923) (14.932)Sipetrol International S.A. 70.530 112.795 9.377 - 22.875 (11.427) 10.510EOP Operaciones Petroleras S.A. 1.031 1.212 407 - - - (295)Vientos Patagónicos SpA 2.343 20.392 742 13.821 - - 237

Activos Pasivos


81

1. Con fecha 30 de agosto de 2019, ENAP vende, cede y transfiere a Enap Refinerías S.A. el 7,5% de los derechos sociales en la sociedad Petropower Energía Ltda., mediante esta cesión, la totalidad de los derechos sociales de dicha sociedad se reúnen en dominio de ERSA, produciéndose su disolución. 39. HECHOS POSTERIORES Con fecha 3 de julio de 2020 cesó en el ejercicio de su cargo el director Sr. Claudio Skármeta Magri dada la expiración del plazo de su nombramiento. Entre el 1 de julio de 2020 y a la fecha de emisión de estos estados financieros consolidados intermedios, no han ocurrido otros hechos posteriores que puedan afectar significativamente la razonabilidad de estos.

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Compañía CorrienteNo

corriente CorienteNo

corrienteIngresos

OrdinariosGastos

OrdinariosResultado ejercicio

MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$ MUS$

Enap Refinerías S.A. 1.346.024 2.237.620 2.801.398 149.133 6.904.390 (6.731.660) (42.961)Enap Sipetrol S.A. 198.236 1.072.340 191.542 296.205 440.434 (240.530) 97.621Petro Servicios Corp. S.A. 243 - 39 - - - (31)Gas de Chile S.A. 619 3.891 49 - - - 6Energía Concón S.A. 221.781 81.562 207.721 22.254 (9.303) - (5.039)Petropower Energía Ltda.(1) - - - - (8.833) 5.187 (465)Enap Sipetrol Argentina S.A. 57.597 398.403 118.967 287.310 188.752 (139.651) (5.179)Sipetrol International S.A. 66.213 106.626 9.402 - 59.401 (20.815) 36.453EOP Operaciones Petroleras S.A. 1.321 1.129 318 - - (2) (517)Vientos Patagónicos SpA 3.727 18.457 1.800 13.387 - - (532)

Activos Pasivos

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